Электронная библиотека АГНИ

Сборник включает материалы всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовый комплекс: образование, наука и производство» и состоит из двух частей. В первой части содержатся пленарные доклады и труды по направлениям «Нефтегазовое дело», «Машины, агрегаты и процессы в нефтегазодобывающей промышленности. Во вторую часть включены статьи по направлениям «Энергетические, информационно-измерительные и управляющие системы в нефтегазодобыче», «Экономика, менеджмент и социально-гуманитарные аспекты развития нефтегазовой отрасли».

Печатается по решению Ученого Совета АГНИ

Сборник включен в Российскую систему научного цитирования (РИНЦ)

ПЛЕНАРНЫЕ ДОКЛАДЫ

ВЛИЯНИЕ УНТ «ТАУНИТ» НА ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЕ И ФИЗИКО-

МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА БИТУМОВ THE INFLUENCE OF CARBON NANOTUBES TAUNIT ON THE THERMAL AND MECHANICAL PROPERTIES OF BITUMEN

И.К. Киямов - д.э.н., профессор, зав. кафедрой промышленной теплоэнергетики, Альметьевский государственный нефтяной институт А.А. Сибгатуллин - магистр техники и технологии, главный инженер проекта ООО «Институт Технологий»

Р.Х. Мингазов - д.п.н., профессор, зав. кафедрой К(П)ФУ, директор ООО «Институт Технологий»

А.Ф. Музафаров - ассистент, Альметьевский государственный нефтяной институт

Л.И. Киямова - ассистент, кафедра МГТУ им. Баумана,

А.А. Сибгатуллин - ведущий советник, отдел машиностроительного

комплекса Министерства промышленности и торговли РТ;

Р.И. Вахитова - к.т.н., доцент кафедры промышленной теплоэнергетики,

Альметьевский государственный нефтяной институт

Д.А. Сарачева- ассистент кафедры промышленной теплоэнергетики,

Альметьевский государственный нефтяной институт

Д. В. Мазанкина - ассистент кафедры промышленной теплоэнергетики,

Альметьевский государственный нефтяной институт

Э.В. Абрамова - ст. преподаватель, Альметьевский государственный

нефтяной институт

Ilgam K.Kiyamov - Full Doctor, Professor, Head of Department of ASPI;

Ayrat A.Sibgatullin - Master, Chief Project Engineer

of OOO Institute for Technology ;

Ramil K.Mingazov - Full Doctor, Professor, Head of Department K(P)FU, director of

OOO Institute for Technology ;

Azat F.Muzafarov - assistant of ASPI;

Leysan I.Kiyamova- assistant of Bauman MSTU;

Almaz A.Sibgatullin - leading Advisor of the Department of machine-building complex of the Ministry of industry and trade of the Republic of Tatarstan;

Roza I. Vakhitova - Ph.D., Associate Professor of PTE Almetyevsk State Petroleum Institute;

Diana A. Saracheva - assistant department Indastrial power engineering, Almetyevsk State Petroleum Institute;

Daria V. Mazankina- assistant department Indastrial power engineering, Almetyevsk State Oil Institute;

Elvira V.Abramova - Senior Lecturer , Almetyevsk State Oil Institute.

Изучение проблемы низкого качества дорожного битума является первостепенной задачей для всех людей, сфера деятельности которых,

так или иначе, пересекается с тяжелыми нефтяными остатками. Для улучшения теплотехнических и физико-механических свойств нефтяного дорожного битума постоянно разрабатываются различного рода модификаторы, присадки. В данной работе рассматривается влияние углеродного нано материала «Таунит» на теплотехнические и физико-механические свойства нефтяного дорожного битума.

Study of the problem of poor quality of bitumen is of paramount importance for all people, the scope of which, one way or another, crossed with the heavy oil residue. To improve the thermal, physical and mechanical properties of petroleum bitumen continuously developed various kinds of modifiers, additives. This study examines the impact of the carbon nano material Taunit on thermal and mechanical properties of petroleum bitumen.

Ключевые слова: Дорога, битум, адгезия, нано, таунит, нанотрубки, модификатор

Keywords: Road, bitumen, adhesion, nano, Taunit, nanotubes, modification

Нашу жизнь невозможно представить без транспортных средств, а, следовательно, и без автомобильных дорог. Каждый из нас попадал в огромную пробку из-за строительства или ремонта нового участка дорожного полотна. Такие ремонты проводятся повсеместно, а виной всему некачественное сырье для изготовления дорог.

Давайте разберемся. Автомобильная дорога, а именно дорожное полотно состоит из следующих компонентов:

4. Минеральный порошок.

Наличие данного сырья в нашей стране не подвергается никакому сомнению. Так почему же дороги требуют ремонта уже после первого зимнего периода эксплуатации? Все дело в качестве сырья, а именно в качестве битума. Битумы - твёрдые или смолоподобные вещества, состоящие из смеси углеводородов и их кислородистых, азотистых, сернистых и металлосодержащих производных.

Развитие в России крупных строительных центров определяет возросший спрос на дорожные битумы, вынуждая при этом производителей к выработке битумов из любых сортов нефтей, зачастую для этого не пригодных. Такие битумы имеют низкие адгезионные, физико-механические и эксплуатационные свойства. Приоритетными при этом становятся вопросы повышения прочности адгезионной связи между битумом и минеральным наполнителем, потому как данный показатель играет одну из решающих ролей для сохранения целостности дорожного полотна [3].

Основной характеристикой битума, как уже говорилось выше, является адгезия, т.е. способность битума сцепляться с другими

компонентами асфальтобетонной смеси. Именно из-за низкой адгезионной способности, щебень и песок отцепляется от битума и дорога начинает крошиться.

Не менее важными являются теплотехнические свойства битумов. Теплотехнические свойства материалов включают в себя такие параметры, как:

-теплопроводность; -теплоемкость; -огнестойкость; -температура размягчения; -температура хрупкости; -температура вспышки; и т.д.

В автодорожной промышленности оперируют такими понятиями как температура размягчения, хрупкости и температура вспышки битума.

Температура размягчения битума - это показатель, который характеризует изменение вязкости битума при изменении температуры. Данный параметр определяется при помощи метода «кольца и шара». Сущность метода заключается в определении температуры, при которой битум, находящийся в кольце заданных размеров, в условиях испытания размягчается и, перемещаясь под действием стального шарика, касается нижней пластинки - в этот момент фиксируется температура размягчения. Данный эксперимент проводят согласно ГОСТ 11506-73.

Температуру хрупкости характеризует температура, при которой битум разрушается под действием кратковременно приложенной силы.

Температура вспышки - это наименьшая температура, при которой пары битума над его поверхностью способны вспыхнуть при поднесении источника огня. Данный показатель характеризует степень огнеопасности битума при его разогреве.

Все эти параметры должны соответствовать ГОСТу [1], так как именно от них зависит качество битума, а, следовательно, и дорожной одежды. В случае их отклонения от нормы все автомобильные транспортные пути будут очень быстро приходить в негодность, а это миллиарды рублей на восстановление и ремонт дорог.

Одним из путей решения данной проблемы является создание битумных композиционных материалов с применением нанодобавок, а именно углеродных нанотрубок. Углеродные нанотрубки — это протяжённые цилиндрические структуры диаметром от одного до нескольких десятков нанометров и длиной до нескольких сантиметров (при этом существуют технологии, позволяющие сплетать их в нити неограниченной длины), состоящие из одной или нескольких свёрнутых в трубку графеновых плоскостей и заканчивающиеся обычно полусферической головкой, которая может рассматриваться как

половина молекулы фуллерена. Схематическое изображение нанотрубки представлено на рисунке 1.

Рисунок 1 - Схематическое изображение нанотрубки

Для приготовления асфальтобетона используют битум марки БНД 90130. В качестве углеродного наноматериала (УНМ) использовали продукт «Таунит», представляющий собой многослойные пакетированные нанотрубки с преимущественно конической формой графеновых слоев. Характеристики УНМ «Таунит» представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристики УНМ « Таунит»

УНМ Параметры

Наруж ный диаме тр, нм Внутрен ний диаметр, нм Длин а, мкм Общий объем примес ей, % Насыпн ая плотно сть гсм3 Удельная геометрическ ая поверхность, м2г Термостаби льность, °С

Таунит 20-70 5-10 2 и боле е до 1 0,4-0,6 120 и более до 600

Таунит -М 30-80 10-20 20 и боле е до 1 0,030,05 180-200 до 600

Таунит -МД 8-15 4-8 2 и боле е до 1 0,030,05 300 и более до 600

Гранулы УНМ микрометрических размеров имеют структуру спутанных пучков многостенных углеродных нанотрубок. Количество вводимого углеродного наноматериала составляет 0,01-0,005% от массы битума. Наноматериал «Таунит» под микроскопом изображен на рисунке 2.

Рисунок 2 - Наноматериал «Таунит» под микроскопом

Эксперимент проводился при следующих условиях:

1. Нагрев битума до 100 °С;

2. Добавление углеродного наноматериала «Таунит»;

3. Перемешивание данной смеси в ультразвуковой мешалке до однородного распределения УНМ;

4. Охлаждение полученной смеси до конца кристаллизации;

5. Проверка образца на прочность и растяжимость.

После проведения экспериментов выявлено, что введение нанотубулярного материала в жидкий битум существенно повышает прочность и упругость получаемого асфальтового покрытия. Установлено, что даже незначительные (до 0,005% по массе) добавки углеродных нанотрубок увеличивают прочность битума при сжатии, что определяется по глубине вдавливания штампа в образцы.

Дополнительно изучен комплекс физико-механических свойств модифицированных УНМ образцов битума: температура размягчения (по методу «Кольца и Шара»), глубина проникания иглы (пенетрация). Установлено, что модифицированный УНМ битум обладает наиболее лучшими теплотехническими свойствами, а именно имеет более высокую температуру размягчения (At=6-10 °С), следовательно, при более высоких температурах битум сохраняет свойства эффективного вяжущего, и, как следствие, эксплуатационные характеристики. Это позволяет рекомендовать их для использования в регионах с жарким климатом. Показатель пенетрации, косвенно характеризующий степень твердости битумов, не выходит за рамки норм ГОСТ, а в ряде случаев, напротив, уменьшается на 15-20% [1].

После модифицирования битума предполагается его смешение с остальными компонентами асфальтобетона в стандартном режиме. Полученный асфальтобетон может применяться во всех климатических зонах нашей страны, что делает его универсальным сырьем для дорожных покрытий.

Данные исследования показывают, что даже небольшое количество углеродного наноматериала позволяют повысить и улучшить прочностные свойства битума, его долговечность, пластичность,

адгезионные свойства. При этом нельзя отбрасывать на второй план полимерные модификаторы, такие как СБС (стирол-бутадиен-стирол), стирол-изопрен-стирольный сополимер, а также различные виды каучука [2]. Существует острая необходимость в исследовании влияния полимерных и

наноструктурных модификаторов в

.....................совокупности на прочностные

свойства битума. Возможно, уже в недалеком будущем, именно такие тандемы будут применяться в качестве основных модификаторов дорожного битума, и Россия сможет забыть такое словосочетание, как «плохие дороги».

ЛИТЕРАТУРА

1. ГОСТ 22245-90. Битумы нефтяные дорожные вязкие. Технические условия. - Введ. 1991-01-01. - М. : Изд-во стандартов, 1996. - 9 с.

2. Муллахметов Н.Р., Кемалов А.Ф., Кемалов Р.А., Костромин Р.Н. Модификация дорожных битумов каучуком Вестник КНИТУ. 2010. №7. С. 467-468.

3. Кемалов А.Ф., Кемалов Р. А. Современные инновационные технологии в производстве битумов и битумных материалов Нефть. Газ. Новации. 2011. №10. С. 68-79.

УДК 622.276.031:51

ИССЛЕДОВАНИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРИЛИВНОГО ЭФФЕКТА НА ОБЪЕКТЫ РАЗРАБОТКИ РОМАШКИНСКОГО НЕФТЯНОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ RESEARCH IN TIDAL EFFECT ON ROMASHKINO OIL FIELD DEVELOPMENT

А.В. Насыбуллин - д.т.н. начальник, отдел РИТ и МПС, ТатНИПИнефть А.Б. Владимиров - с.н.с., лаборатория Проектирования и сопровождения Автоматизированного Банка данных, ТатНИПИнефть

Arslan V. Nasybullin - Dr.Sc., head of IT Development and Reservoir Modeling Department, Tatar Oil Research and Design Institute (TatNIPIneft)

A.B. Vladimirov - senior research engineer of Automated Database Design and Support Laboratory of IT Development and Reservoir Modeling Department , TatNIPIneft institute

Статья посвящена результатам исследований влияния лунно-солнечных приливных сил на пластовые характеристики отдельных объектов разработки Ромашкинского нефтяного месторождения. Отмечены вопросы и проблемы учета такового воздействия в технологических процессах разработки и разведки, обозначены перспективы дальнейших исследований.

The paper presents results of research into lunisolar tidal forces effect on reservoir behavior of the Romashkinskoye oil field development targets. Issues associated with accounting for tidal effect on exploration and production practices, as well as future research policy are discussed.

Ключевые слова: лунно-солнечные приливные силы, периодичность пластового давления, циклический режим

Keywords: lunisolar tidal forces, formation pressure periodicity, cycling duty

По Ромашкинскому месторождению доля трудноизвлекаемых запасов нефти по сравнению с первоначальной увеличилась с 30% до 80%. Столь тяжелые условия разработки понуждают к активному использованию технологий интенсификации добычи, применению методов увеличения нефтеотдачи (МУН): тепловым, газовым, химическим, гидродинамическим, физическим и комбинированным воздействиями на пласт с учетом естественных процессов.

По оценкам, механическая энергия, передаваемая ежегодно 100-километровому слою литосферы Земли приливными силами Солнца и Луны, составляет примерно в 1029 эрг (1022 Дж). Действие столь значительных сил вносит существенный вклад в тектонику плит, осуществляет пространственно-временное изменение напряженного состояния пород, что неизбежно влечет изменение их геофизических параметров, оказывает воздействие на процессы фильтрации жидкости.

Разносторонние исследования влияния приливного воздействия на объекты разработки Ромашкинского месторождения в совокупности с публикациями сторонних исследований указывают на значительное влияние лунно-солнечных приливных сил.

Приливные силы представляют как сумму множества строго периодических составляющих, определяемых из теории движения Луны вокруг Земли и Земли вокруг Солнца, которые можно объединить в 4 основные группы. Долгопериодные - с циклами в 18,6 года, 1 год, 0,5 года, 1 месяц и 2 недели; суточные - 25,8 ч и 23,9 ч; полусуточные -12,4 ч и 12 ч; короткопериодные - около 13 суток и короче.

Исследования рядов динамики пластового давления на основе замеров глубинного манометра по отдельным скважинам Ромашкинского месторождения позволили выявить коротко- и среднепериодные (от нескольких часов до суток и от нескольких суток до месяца) составляющие. Спектральный анализ полученных рядов

показал наличие нескольких периодических составляющих в каждом: 28,44 сут, 8,98 сут и 23,95 ч, что соответствует основным гармоникам суммарной лунно-солнечной приливной силы.

На основе базы данных геофизических исследований (373 529 исследований по 33 910 скважинам) была сгенерирована совокупная оценка пластового давления девонских отложений Ромашкинского месторождения, которая показала наличие периодичности в 175,7 суток, что соответствует шести сидерическим месяцам (около полугода) -долгопериодной составляющей лунно-солнечной приливной силы.

Рис. 1. Исследования динамики пластового давления на периодичность

Статистический анализ истории эксплуатации отдельных скважин живетского яруса фонтанным способом за период с 1952 по 1988 гг. так же позволил выявить во всех рядах одинаковую периодичность в 6 месяцев.

По разработанной методике совершенствования циклического заводнения с учетом сил гравитации были предложены рекомендации по регулированию циклического режима заводнения участков разработки для ряда объектов НГДУ «Альметьевнефть», «Джалильнефть», «Лениногорскнефть» и «Прикамнефть». Что позволило получить существенный технологический эффект.

Выявленные в результате теоретических исследований и практических испытаний отклики геолого-технологических параметров объектов разработки на приливное воздействие Луны и Солнца свидетельствуют о целесообразности работ в данном направлении, с целью получения и уточнения оценок уровня и характера влияния приливных сил на пластовые характеристики, совершенствование существующих и разработку новых технологий нефтедобычи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ибатуллин, Р. Р. Исследования воздействия приливного эффекта на объекты разработки нефтяных месторождений: проблемы, перспективы Р.Р. Ибатуллин, А.Б. Владимиров, А.В. Насыбуллин Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 7. - С. 44-47.

2. Хисамов Р.С., Абдулмазитов Р.Г., Владимиров А.Б. Исследования зависимости периодического характера изменения пластового давления от воздействия лунно-солнечных приливных сил Нефтяное хозяйство. - 2008. №10.- С. 52-54.

3. Курьянов Ю.А. Пространственно-временные изменения трещиноватости геосреды при внешних воздействиях [Электронный ресурс] Ю.А. Курьянов, В.З. Кокшаров, И.А. Чиркин, А.Ю. Белоносов; Сб. докл. междунар. научн. конф., посвящ. 90-летию акад. Н.Н. Пузырева http:igp. uiggm. nsc. ruconfersizk2004book2_10_kuriyanov-koksharov.

4. Методическое руководство по совершенствованию циклического заводнения с учетом сил гравитации (РД 153-39.0-583-08) Р.Г. Абдулмазитов, А.Б. Владимиров ОАО «

5. Методическое руководство по технологии доразведки нефтяных залежей в различных геолого-физических условиях (РД 153-39.0-60608) Р.Г. Абдулмазитов, Р.Ш. Динмухамедов, А.В. Насыбуллин, В.Г. Базаревская, А.Б. ВладимировОАО «

6. Инструкция на технологию применения концентрированных водных растворов ПАВ в добывающих скважинах с учетом лунно-солнечных приливов для повышения нефтеотдачи карбонатных пластов ОАО Татнефть. -2009.

7. Кузнецов О., Чиркин И., Фирсов В. Сейсмический мониторинг как инструмент повышения эффективности разработки нефтяных месторождений [Электронный ресурс] http:elibrary.ruitem.asp?id=922 7606.

8. Болдина С. В. Оценка пороупругих параметров резервуара подземных вод по данным уровнемерных наблюдений на скважине Ю35, Камчатка [Электронный ресурс] http:www. emsd. iks. rulib_sbstatpdfstr405. pdf.

УДК553.98(470.41)

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО И ГЕОХИМИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ДОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НАТЕРРИТОРИИ ОАО «ТАТНЕФТЬ» CHARACTERISTICS OF GEOLOGICAL AND GEOCHEMICAL STRUCTURE OF DOMANIK PRODUCTIVE FORMATIONS IN TERRITORY OF OAO TATNEFT

В.Г. Базаревская - к.г.-м.н., заместитель директора по научной работе в области геологии трудноизвлекаемых запасов, ТатНИПИнефть

О.В. Михайлова - инженер 2 категории, ТатНИПИнефть

V.G.Bazarevskaya - Ph.D., Deputy Director for Research in Unconventional Reserves Geology,TatNIPIneft

O.V. Mikhailova - Geological Engineer, TatNIPIneft

Опыт изучения сланцевых отложений в США показал, что аналогом данных толщ на территории республики является саргаевско-турнейская продуктивная толща - доманиковые отложения. В работе рассмотрены литологические, коллекторские особенности, катагенетическая зрелость доманиковых отложений. Выполнена количественная оценка рассматриваемых отложений.

Review of US shale plays has demonstrated that the Republic of Tatarstan possesses similar resources in the Sargaevskian-Tournaisiandomanik sediments. The paper considers the lithological composition, reservoir properties and catagenetic maturity of these sediments. Quantitativeestimateofthedomaniksedimentshasbeenmade.

Ключевые слова: органическое вещество, пористость, проницаемость, генерирующая толща, Южно-Татарский свод, склон.

Keywords: organic matter, porosity, permeability, oil-generating strata, South Tatarian Arch, flank.

В настоящее время в ОАО «Татнефть»проводятся масштабные работы по изучению доманиковых отложений. Опыт изучения сланцевых отложений в США показал, что аналогом данных толщ на территории республики является саргаевско-турнейская продуктивная толща -доманиковые отложения, которые близки по геохимическим характеристикам к плею Игл ФордПредмексиканской впадины. Установлено, что доманиковые отложения состоят из собственно доманикитов - отложений, занимающих территорию обширной некомпенсированной впадины саргаевско-семилукско-мендымского бассейна, с содержанием Сорг от 5 до 20 %, и доманикоидов -возрастного аналога биогермно-карбонатной верхнефранско-турнейской мелководно-шельфовой формации, занимающей осевые зоны Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов (ККСП), с содержанием Сорг от 0,5 до 5 %.

В доманиковой продуктивной толще выявлены традиционные залежи нефти, однако на выявленных месторождениях значения коэффициента пористости, коэффициента нефтенасыщенности входят в кондиционные значения данных параметров и не дают полной картины о коллекторских свойствах доманиковых отложений.

Для решения вопроса в рамках работы проанализированы данные лабораторных исследований образцов керна, отобранных в скважинах и не учтенных в подсчетах запасов. В частности рассмотрены скважины,

расположенные на юго-восточном склоне ЮТС на территории деятельности НГДУ «Бавлынефть» (152 скв., 3445 обр.), и скважины, расположенные на территории Мелекесской впадины, входящие в сферу деятельности НГДУ «Нурлатнефть» (138 скв., 3020 обр.). В результате установлено, что доманиковые отложения характеризуются среднейпористостью - наибольшую группу значений коэффициента пористости составляют значения более 10 %, и крайне низкой проницаемостью- наибольшую группу значений коэффициента проницаемости составляют значения от 0 до 2 мД.

Также в рамках работы проведен анализ 52 скважин на 21 месторождении, при опробовании которых получены промышленные притоки нефти из доманиковых отложений. Выполнен анализ графиков зависимостей дебита скважин от значений пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, толщины пласта, вязкости, плотности нефти. В результате характерных особенностей на выявленных на данный моментзалежах нефти в доманиковых отложениях не установлены: построенные зависимости являются традиционными.

В рамках работ проведен анализ распределения количественных показателей потенциала ОВ в 23 скважинах, приуроченных к различным тектоническим элементам, в которых в различные годы проведены геохимические исследования. Анализируя распределения в целом, нужно отметить, что преобладающей группой являются данные по семилукско-мендымскому горизонту.

Анализируя распределение Сорг, установлено, что к группе по содержанию Сорг больше 4 % относится большая часть образцов семилукско-мендымского горизонтов (49 %), что соответствует отличному углеводородному потенциалу. Зависимости от приуроченности к тектоническим элементам не наблюдается, что, вероятно, связано с едиными фациальными условиями осадконакопления в общейсемилукско-мендымскойнекомпенсированной впадине.

Также проанализировано распределение параметра Б1и S2. Установлено, что максимальными значениями характеризуются определения семилукско-мендымского горизонта, полученные в скважинах, приуроченных к северо-восточному склону ЮТС, средними значениями характеризуются определения семилукско-мендымского горизонта в скважинах, приуроченных к западному склону. Сделано предположение, что территория северо-восточного склона, относящаяся к осевым частям ККСП, западного склона, относящаяся к бортовым частям ККСП, из-за большой толщины компенсирующих карбонатных отложений верхнефранско-турнейского яруса достигла сравнительно больших значений температуры и давления.

Согласно данным количественной оценки перспектив нефтегазоносностидоманиковых отложений по территории Республики

Татарстан, выполненной по методике[1], суммарное количество нефти, оставшейся в матрице генерирующей толщи, составляет 82,1 млрд.т.

Указанная цифра свидетельствует о перспективности открытия совершенно новых, не типичных месторождений. На современном этапе доманиковых отложений в первую очередь необходимо обратить внимание на участки, расположенные в осевых частях ККСП и в зонах с выявленныминефтепроявлениями в старых скважинах. На территории республики выявлено более 650 таких объектов.

ЛИТЕРАТУРА

1.Неручев С.Г., Смирнов С.В. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации и формирования месторождений нефти и газа Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2007.- № 2. - С. 1-34.

УДК 622.276.1.4.001.57

ВОЛНОВОЙ МЕТОД ОПТИМИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ КРУПНЫХ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО

МОДЕЛИРОВАНИЯ

WAVE TECHNOLOGY TO OPTIMIZE FOODING SYSTEM FOR LARGE OF DEVELOPMENT TARGETS USING GEOLOGICAL AND RESERVOIR MODELS

О.Г. Антонов - с.н.с., отдел развития информационных технологий и

моделирования пластовых систем, ТатНИПИнефть

А.В. Лифантьев - заведующий сектором, отдел развития

информационных технологий и моделирования пластовых систем,

ТатНИПИнефть

Б.Г. Ганиев - начальник, технологический отдел по разработке нефтяных месторождений, НГДУ «Альметьевнефть»

Oleg G. Antonov -senior research employee ofdepartment of development of information technologies and reservoir systemsmodeling, TatNIPIneft

Aleksey V. Lifantiev - manager of department of development of information technologies and reservoir systemsmodeling, TatNIPIneft

Bulat G. Ganiev - chief of technological department of oil fields development, NGDU Almetyevneft

В статье представлены результаты проделанной в ТатНИПИнефть работы по разработке методики оптимизации системы заводнения. Целью работы является подбор оптимальных режимов работы нагнетательных скважин с целью перераспределения потоков для выработки незадействованных в разработке остаточных запасов, без применения дорогостоящих геолого-технологических мероприятий (ГТМ).

The paper presents results of TatNIPIneft efforts to work out a technology to optimize the waterflooding system. The technology is realized through selection of optimal modes of injection wells to redistribute flows to displace unswept oil, without use of expensive well stimulation.

Ключевые слова: ПДГТМ, оптимизация системы заводнения, прогнозные расчеты, режимы работы скважин, анализ чувствительности.

Key words: Permanently updated geological and reservoir model, optimization of waterflooding system, forecast calculations, modes of well operations, sensitivity analysis.

Оптимизация системы заводнения является одним из перспективных инструментов регулирования разработки. При полном отсутствии капитальных затрат на бурение и обустройство можно получить заметный прирост в добыче нефти, снизить обводненность продукции.

Предлагаемая методика основана на изменении направления потоков закачиваемой в пласт жидкости и вовлечении в разработку зон с невыработанными остаточными запасами нефти. Основной задачей при этом является оптимальное перераспределение объемов закачиваемой воды между нагнетательными скважинами.

Суть метода заключается в поэтапной оптимизации системы заводнения отдельных участков крупного нефтяного бъекта разработки с учетом их взаимовлияния. Он основан на прогнозных гидродинамических расчетах на трехмерной технологической модели месторождения и программных возможностей оптимизации геолого-гидродинамического симулятора. Методика опробована на 3 блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения.

Первоначальная задача заключалась в оценке чувствительности, т.е. в установке степени влияния окружающих нагнетательных скважин на каждую добывающую по всему блоку. Для этого весь блок условно был разбит на четыре участка, по которым определены группы скважин. В каждую группу были добавлены нагнетательные скважины из приграничных зон соседних участков, которые потенциально оказывают влияние на добывающие.

В результате по каждой добывающей скважине был получен график, в котором отображено влияние закачки окружающих нагнетательных скважин на ее прогнозируемую накопленную добычу нефти и обводненность.

Следующей задачей эксперимента был подбор оптимальных объемов закачки по каждой нагнетательной скважине для максимального увеличения эффективности системы заводнения по всему блоку. Важно, чтобы улучшение по одной отдельной скважине не приводило к значительным потерям на других.

Целью поставленной задачи стала максимизация накопленной добычи нефти с одновременной минимизацией обводненности добываемой продукции на последнюю дату прогноза. Для объединения двух характеристик было решено связать их через формулу с созданием нового параметра. В результате было предложено следующеевыражение (1):

где Коптим - оценочный параметр;

OPT - накопленная добыча нефти;

WCT - обводненность.

Квадратный корень от значения обводненности было решено использовать в качестве весового коэффициента для усиления влияния обводненности на оценочный параметр.

В ходе расчетов использовался алгоритм оптимизации, который по накопленной статистике анализировал показатели параметра Коптим и оптимизировал режимы работы нагнетательных скважин для достижения максимального значения.

Далее по заданному алгоритму проводилась последовательная оптимизация всех выделенных участков по принципу направленного распространения волны. При каждом последующем этапе добавлялось необходимое условие, которое контролировало сохранение показателей предыдущих оптимизационных шагов.

В результате оптимизации системы заводнения было спрогнозировано увеличениег одовой добычи нефти на 4,1 % и снижение общей обводненности по блоку -на 2,2 %.

1. Разработана методика оптимизации системы заводнения для крупных объектов разработки.

2. По 3 блоку Березовской площади оценена чувствительность добывающих скважин к режимам работы окружающих нагнетательных из расчета влияния на накопленную добычу нефти и обводненность.

3. Поэтапно проведена оптимизация системы заводнения всего3 блока Березовской площади.

4. Прогнозные расчеты показали, что за счет перераспределения потоков, при постоянном значении дебита жидкости и закачки, стабилизируется общая обводненность, а добыча нефти увеличивается на 4,1 %.

НАПРАВЛЕНИЕ 1 НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Опыт и перспективы эксплуатации длительно разрабатываемых

месторождений

ПРОБЛЕМЫ УЧЕТА ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И СПОСОБЫ ИХ

УСТРАНЕНИЯ HIGH-VISCOSITY OIL METERING PROBLEMS AND SOLUTIONS

A.А. Ануфриев- инженер, ООО «НТЦ Татнефть»

B.В. Малофеев- к.г.-м.н., научный сотрудник, ТатНИПИнефть

Andrey A. Anufriev - Research Engineer, OOO NTCTatneft Vladimir V. Malofeev - Ph.D., Research Engineer, TatNIPIneft

Рассмотрены проблемы, возникающие при учете нефти добытой из участков недр, содержащих нефть вязкостью более 200 мПас (в пластовых условиях) методом прямого измерения. Точность прямых методов измерения объема (или массы) нефти определяется используемыми средствами измерения, точность показаний которых, в свою очередь, зависит от эффективности проведения процесса сепарации.

This paper discusses various problems of metering oil with over 200 mPas in-situ viscosity by direct measuring method. Precision of direct measurement of oil volume relies on instrumentation used, while accuracy of instrument readings depends on separation efficiency.

Ключевые слова: учет, высоковязкая нефть, свободный газ, сепарация

Keywords: metering, high-viscosity oil, liberated gas, separation

В связи с внесением изменений в налоговый кодекс Российской Федерации применяется нулевая ставка налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) при добыче нефти из участков недр, содержащих нефть вязкостью более 200 мПа с (в пластовых условиях). При этом учет объема добытой нефти осуществляется методом прямого измерения по конкретным пластам.

В настоящее время на четырех объектах НГДУ «Нурлатнефть» (Аксубаево-Мокшинского, Южно-Сунчелеевского, Пионерского, Студеного месторождений) для учета добытой нефти с нулевой ставкой НДПИ используется расходомеры массовые ProMass 83F фирмы «En-dress+HauserFlowtec AG», установленные в системах измерения

количества и качества сырой нефти (СИКНС). Для поддержания требуемой точности измерений массы сырой нефти проводят контроль метрологических характеристик путем сравнения показаний рабочего и контрольного массомеров. Контроль метрологических характеристик проводят методом сличения показаний рабочего массомера по контрольному при рабочих значениях расхода на время контроля. Отклонение показаний массомера по массе сырой нефти, согласно инструкции, не должно превышать 0,25 %.

Анализ результатов проведения контроля метрологических характеристик и содержания свободного газа показал значительное превышение требуемых значений отклонения показаний массомеров по массе перекачиваемой жидкости:

- Аксубаево-Мокшинского месторождения от 0,57 до 15,77 %;

- Южно-Сунчелеевского месторождения от 2,16 до 23,19 %;

- Пионерского месторождения от 3,42 до 29,39 %;

- Студеного месторождения от 3,62 до 36,46 %.

Полученные результаты проведения контроля метрологических характеристик (КМХ) отчасти объясняются большим содержанием свободного газа в учитываемой жидкости:

- Аксубаево-Мокшинского месторождения от 1,46 до 2,66 % (по объему);

- Южно-Сунчелеевского месторождения более 10 % (по объему);

- Пионерского месторождения более 10 % (по объему);

- Студеного месторождения от 5,12 % (по объему) и более.

В настоящее время на СИКНС Аксубаево-Мокшинского, Южно-Сунчелеевского, Пионерского и Студеного месторождений перепад давления в трубопроводе в интервале «сепаратор - узел учета» составляет 0,05-0,1 МПа. Даже при минимальном перепаде давления концентрация свободного газа превышает допустимую величину 0,2 %. Поэтому на всех объектах подачу отсепарированной продукции на узел учета необходимо осуществлять под давлением, максимально превышающем давление сепарации.

Согласно результатам проведенного анализа схем автоматизации и режимов откачки жидкости из сепараторов мультифазными насосами при СИКНС установлено, что на всех объектах:

- присутствует неравномерность откачки жидкости с нефтегазосепаратора (НГС);

- уровень жидкости в сепараторах не соответствует оптимальным условиям;

- на СИКНС Южно-Сунчелеевского, Пионерского и Студеного месторождений реализована сложная инерционная независимая система автоматизации поддержания уровня жидкости в сепараторах и ее откачки (поддержание уровня - через электрозадвижку на

нефтепроводе после узла измерения продукции, расход жидкости - от датчика давления на приеме мультифазного насоса);

- время пребывания продукции в сепараторах при существующих температурных режимах и объеме сепараторов (6,3 м3) является недостаточным для полного разгазирования пенистой вязкой газированной эмульсии;

- на СИКНС Южно-Сунчелеевского и Пионерского месторождений вязкость продукции скважин превышает 4 Пас.

На основании проведенной работы установлено, что для качественной работы массомеров необходимо поддерживать:

- стабильный расход жидкости (во время проведения КМХ расход жидкости не должен изменяться более чем на 2 %);

- однородность потока, под которой следует понимать не только фазовую однородность газ-жидкость (содержание свободного газа не должно быть более 0,3 %), но и жидкость-жидкость (нефть - вода).

По проведенным исследованиям вязкостных характеристик и анализа состояния деэмульсации продукции скважин разработаны мероприятия по дозированию деэмульгаторов в водонефтяную эмульсию, реализация которых позволила:

- на СИКНС Южно-Сунчелеевского месторождения снизить вязкость с 4000 до 224 мПас (при стандартной температуре 20 °С) и содержание воды в эмульгированном состоянии с 44 до 7,81 % за счет подачи деэмульгатораРекод 118А 23 на скважине №941;

- на СИКНС Пионерского месторождения снизить вязкость с 4468 до 390 мПас и содержание воды в эмульгированном состоянии с 43,8 до 5,97 % за счет подачи деэмульгатораРекод 118А 23 на скважинах №5943, 693.

На основании проведенных исследований сделаны выводы о необходимости выполнения следующих мероприятий:

а) На СИКНС Аксубаево-Мокшинского месторождения установить дополнительно нефтегазосепаратор объемом не менее 25 м3 и мультифазного насоса (МФН) большей производительности с учетом дальнейшей разработки месторождения.

б) Вследствие незначительного количества добывающих скважин на Южно-Сунчелеевском месторождении установить на каждой из них измерительную установку «СПЕКТР».

в) На СИКНС Пионерского и Студеного месторождений:

- для сглаживания пульсаций расхода продукции скважин, поступающей в НГС, установить дополнительно нефтегазосепараторы объемом не менее 25 м3;

- для исключения возможности образования свободного газа в потоке жидкости, проходящей через узел учета, осуществить переобвязкусуществующих МФН с их расположением до СИКНС;

- упростить систему автоматики посредством замены существующей систему регулирования уровня жидкости в сепараторе на систему регулирования через частотное регулирование электропривода МФН;

- для обеспечения более качественной сепарации продукции скважин и утилизации отсепарированного нефтяного газа установить путевые подогреватели типа ПП.

Для обеспечения максимальной площади сепарации и времени пребывания жидкости в НГС рекомендовано на всех объектах поддерживать уровень жидкости в диапазоне от 50 до 70 % от объема сепаратора.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ И ПЛАНИРОВАНИЕ ГТМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПДМ НА САБАНЧИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ НГДУ «БАВЛЫНЕФТЬ» THE PERFECTION OF OIL FIELDS DEVELOPMENT AND PLANNING OF GEOLOGICAL AND ENGINEERING WITH THE USAGE OF CONSTANT-CURRENT MODELS IN SABANCHINSKOE FIELD NGDU BAVLYNEFT

М.И. Подавалов - ведущий геолог, ТОРНиГМ НГДУ «Бавлы нефть» Р.А. Вафин - инженер, отдел РНМ, ТатНИПИнефть

Мэх1т Podavalov - leading geologist of technology department of oil and gas fields development NGDU Bavlyneft OAO Tatneft

Albert Vafin - engineer of department of oil fields development Istitute TatNIPIneft

Использование ПДМ позволяет оптимизировать сложившуюся системы ППД и наиболее эффективно планировать ГТМ при разработке месторождений

The usage of constant-current models lets optimize the situation of reservoir pressure maintenance system and plan geological and engineering during development of oil fields more effectively.

Ключевые слова: остаточные запасы, циклическая закачка, гидродинамическая модель, дополнительная добыча.

Keywords: remaining reserves, cyclic injection, hydrodynamic model, additional oil production.

На сегодняшний день основной объем активных запасов нефти Сабанчинского месторождения извлечен.

Интенсивная выработка основных запасов месторождения путем активного заводнения нефтяных пластов, характеризующихся послойной и зональной неоднородностью, привела к расчленению его

на отдельные участки, линзы и зоны низкой фильтруемости с повышенными остаточными запасами.

Таким образом, основной задачей можно считать необходимость подключения к дренированию запасов, сосредоточенных в вышеуказанных зонах.

В качестве решения данной задачи предложено использовать гидродинамические методы регулирования разработки, как наиболее апробированные и распространенные. Инструментом по оптимизации системы ППД стала геолого-гидродинамическая модель месторождения.

В качестве опытного объекта был выделен участок на 3 блоке месторождения (рис. 1а).

Рис. 1. а) схема расположения участка б) профиль по линии скважин 2191-2154-1908-19031720-1899 по параметру проницаемости

Исследуемый участок представлен, в основном, единым пластом, практически со всех сторон окруженным водоносной зоной. При этом на юге и юго-востоке участка наблюдается ухудшение коллекторских свойств пласта и уменьшение толщины коллектора.

Пласт-коллектор неоднороден по разрезу по пористости и

проницаемости (рис.1 б). В итоге вытеснение жидкости из пластов различной проницаемости происходит неравномерно. Значительная часть

низкопроницаемых слоях и зонах остается не охваченной нагнетаемой водой (рис.2).

Рис. 2 - Распределение текущих подвижных запасов по результатам гидродинамического моделирования, тм2.

На гидродинамической модели расчитывались несколько вариантов с различной продолжительностью полуциклов.

Лучший результат был получен при организации нестационарного дренирования добывающих скважин с длиной полуцикла 20 дней и

изменением направления фильтрационных потоков путем поочередного включения приконтурных и очаговых нагнетательных скважин, который при одинаковых уровнях добычи показал наименьший прирост обводненности по скважинам. Он и был предложен к реализации.

Технологические показатели по рассчитанным вариантам показаны на рис. 7.

* Циклическая закачка ¦ Базовый вариг 1нт —Нестационарное дренирование

007.2014 29.08.2014 1810.2014 0712.2014

ОБВОДНЕННОСТЬ

»Циклическая закачка Базовый вариант

Нестационарное дренирование

01.042014 21 05.2014 1007.2014 29082014 18 102014 0712.2014

НАКОПЛЕННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Циклическая закачка Базовый вариант •-— Нестационарное дренирование

$ 0104 2014 21 05.2014 10 07 2014 2908 2014 1810 2014 07.12 2014

ЗАКАЧКА РАБОЧЕГО АГЕНТА

0104 2014 21 05.2014 10.07 2014 2908 2014 1810 2014 0712 2014

32 • Циклическая закачка —Баз овый вариант —*— Нестационарное дренирование

Рис.7 Сравнение технологических показателей вариантов

Предложенная система была внедрена в мае 2014 года. На текущий момент результаты внедрения нестационарной закачки на опытном участке следующие (рис.8):

• повышение месячных уровней добычи более чем на 10% по сравнению со средними до ГТМ;

• уменьшение обводненности по участку составило 1,5%;

• дополнительная добыча на 01.01.2015г. составила 4,15 тыс.т.

Февраль Март

^¦Дээыча иефт-1,:

Апрель Май Июнь

ic.tmk ШЗШДсЬьг-а жодшсш.тыс

90,0%. 80,054 73.0401,0% 50,0% 40,0%

Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь

2 Jl-.^il . мк г,-. мЗ _ N. и .,. I:

Рис.8 - Текущие показатели работы участка

Таким образом, решение задачи организации и оптимизации заводнения с помощью ПДМ позволяет нам оценить эффективность существующей системы заводнения, выяснить возможные причины неэффективной закачки. Учет совокупности данных по распределению фильтрационно-емкостных свойств, взаимовлиянию скважин, производительности скважинного оборудования позволяет наиболее эффективно организовать систему заводнения на участке.

ЛИТЕРАТУРА

1. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. - М.: Недра, 1988. - 121с.

2. Бакиров И.М. Развитие систем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения в различных геолого-физических условиях : автореф. дис.. док. техн. наук: 25.00.17 И.М. Бакиров ; ТатНИПИнефть ОАО Татнефть; науч. конс. док. техн. наук, проф. Р. Р. Ибатуллин. - Уфа, 2012. - 48 с.

ПЕРСПЕКТИВЫ ПОЛЕЗНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО

НЕФТЯНОГО ГАЗА В РОССИИ

Р.Р. Хуснутдинова - аспирант первого года обучения ГУП «ИПТЭР» Rina R.Khusnutdinova- postgraduate student, IPTER

Повышение доли эффективного использования попутного нефтяного газа - приоритетная задача для нефтегазовых компаний России. В статье рассмотрены основные методы использования ПНГ, их преимущества и недостатки.

The increase of effective use of associated gas is priority objective for Russian oil and gas companies. Article includes basic methods of associated gas use and advances and drawbacks of these methods.

Ключевые слова: попутный нефтяной газ, факельное сжигание, уровень полезного использования ПНГ, электрогенерация, газонефтехимия

Keywords: associated gas, flaring, level of useful utilization, generation of electrical energy, oil-gas chemistry.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет собой смесь различных газообразных углеводородов, включающая метан, этан, пропан, бутан, изобутан и другие углеводороды, которые под давлением растворены в нефти. Традиционно попутный нефтяной газ в России рассматривался

не как ценный ресурс, а как побочный продукт нефтедобычи, наиболее простой способ использования которого — факельное сжигание на нефтепромыслах. Сжигание попутного нефтяного газа губительно сказывается на экологической обстановке района. При сжигании ПНГ образуются сажа, оксиды азота, монооксид углерода, 3,4-бензпирен, бензол, фосген, толуол, тяжелые металлы (ртуть, мышьяк, хром), сернистый ангидрид, иногда сероводород, сероуглерод, меркаптаны. А также парниковые газы, прежде всего, углекислый газ. Сжигание является одним из главных источников загрязнения атмосферного воздуха в регионах, в которых развивается и развита нефтедобывающая промышленность.

Важным шагом снижения уровня сжигания ПНГ стало принятие Постановлений Правительства в 2009 году (№ 7) и 2012 году (№ 1148), в которых устанавливаются 95-и процентные нормативы использования и соответствующие санкции — штрафы за сверхнормативное сжигание. В связи с этим все нефтегазодобывающие компании России вынуждены искать пути эффективного использования попутного нефтяного газа, альтернативные сжиганию ПНГ на факелах. По итогам 2014 года лидерами в области полезного использования ПНГ среди российских компаний остаются ОАО «Татнефть» (95%) и ОАО «Сургутнефтегаз» (99%).

В настоящее время существуют следующие способы использования ПНГ. Во-первых, это использование попутного газа в качестве топлива для электрогенерации и технологических нужд предприятия на местах нефтедобычи. Ввиду постоянного увеличения стоимости электрической энергии, а также возрастания ее доли в себестоимости продукции, применение попутного нефтяного газа оправдано с экономической точки зрения. Так, на объектах ОАО «Татнефть» для выработки электроэнергии из ПНГ внедряются газопоршневые электростанции и микротурбинные энергоустановки, работающие на ПНГ.Электростанции, работающие на ПНГ, функционируют в нефтегазодобывающих управлениях «Ямашнефть», «Елховнефть» и «Бавлынефть».

Вторым вариантом является закачка ПНГ в нефтеносные пласты для повышения пластового давления и нефтеотдачи, а также извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти. При закачке попутного газа в продуктивные пласты решаются не только вопросы утилизации газа, но и таким образом снижается отрицательное влияние на окружающую среду, значительно повышается коэффициент извлечения нефти и сохраняются ресурсы газа. Основным недостатком процесса закачки попутного газа в продуктивный пласт, сдерживающим его применение в Российской Федерации, является высокая капиталоемкость и особые требования к скважинам, предназначенным под закачку газа. Этого недостатка в значительной мере лишена закачка в продуктивный пласт водогазовых смесей. Закачка газа и циклическая

закачка газа и воды в продуктивные пласты позволяет увеличить продуктивность скважин и снизить обводненность продукции. В Западной Сибири положительные результаты получены при циклической закачке газа и воды на участке Самотлорского месторождения. Закачка в продуктивный пласт попутного газа совместно с подтоварными водами решает одновременно и проблему захоронения подтоварной воды.

Третий путь - выработка электроэнергии и передача ее в общую электросеть. При этом использование попутного нефтяного газа для генерации электроэнергии также является способом его сжигания, но более рациональным, так как имеется возможность получить некоторый полезный эффект и снизить влияние на окружающую среду. При рассмотрении нефтедобывающих промыслов Восточной Сибири можно увидеть их приближенность и взаимодействие с нефтепроводной сетью Восточная Сибирь - Тихий Океан. В этих районах на основе газотурбинных установок, работающих на попутном газе, создается независимый источник энергии, которая находит применение как для привода насосного оборудования нефтеперекачивающих станций, так и для производства электричества и тепла.

Наиболее же рациональным вариантом является переработка ПНГ, использование газа в качестве сырья для газонефтехимии, которое дает возможность получения ценных продуктов, таких как: сухой отбензиненный газ (СОГ), стабильный газовый бензин, газовое моторное топливо, сжиженный нефтяной газ (СНГ), этан, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), азот, гелий, сернистые соединения. В результате дальнейшей переработки попутного нефтяного газа можно получить такие материалы, как полиэтилен, полипропилен, синтетические каучуки, полистирол, поливинилхлорид и другие. Комплексный подход поможет решить задачу повышения глубиныпереработки углеводородного газового сырья. Переработка попутныхгазов позволит повысить эффективность крупным НПЗ, т.е. получатьбольшее количество топлив и других продуктов из того же количествасырья. Включение в переработку ПНГ таких процессов, как GTL-технологии, процессы Фишера-Тропша позволит

получатьсинтетические топлива, производство которых перспективно.

Руководство страны должно создать приоритет максимального использования всех полезных углеводородных компонентов, и ПНГ в частности, приоритет развития инфраструктуры для переработки, а также учета воздействия на окружающую среду и учета интересов всех участников добычи и переработки ПНГ.

ЛИТЕРАТУРА

1.Кирюшин П.А., Книжников А.Ю.Попутный нефтяной газ в России: «Сжигать нельзя, перерабатывать!». Аналитический доклад об

экономических и экологических издержках сжигания попутного нефтяного газа в России. М., 2013.- 84с.

2. Официальный сайт ОАО «Татнефть»[Электронный ресурс]. - URL: http:www. tatneft. ru

3. Официальный сайт ОАО «Сургутнефтегаз» [Электронный ресурс]. - URL: http:www.surgutneftegas.ru

4. Покрепин, Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений:учебное пособие Б. В. Покрепин. — 2-е изд., доп. и перераб. —Волгоград: ИНФОЛИО, 2010. — 224с.

РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА КОНТРОЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ТРАНСПОРТА НЕФТИ CONTROL ALGORITHMS DEVELOPMENT OF OIL TRANSPORTATION TECHNOLOGICAL PROCESSES

А.М. Сагдатуллин - инженер, научно-образовательный центр, Альметьевский государственный нефтяной институт

Artur Sagdatullin - Engineer of Research and Educational Center, Almetyevsk State Oil Institute.

В данной работе предложен алгоритм контроля технологического процесса транспорта нефти, позволяющий спроектировать систему управления электроприводом насосной станции на основе трехмерного нечеткого логического регулятора, входные и выходные переменные которого представлены совокупностью термов с прямоугольной формой функции принадлежности.

In this paper, an algorithm for process control of oil transport, allowing designing a control system of electric pumping station on the basis of three-dimensional fuzzy logic controller, input and output variables is represented by a set of terms with the rectangular shape of the membership function.

Ключевые слова: Интеллектуальное управление, транспорт и подготовка нефтепродуктов.

Keywords: Intelligent control, transport and treatment of petroleum products.

Актуальной задачей является энергосбережение и повышение эффективности работы насосных станций системы сбора, поддержания пластового давления, транспорта и подготовки нефти. Решение поставленной задачи возможно путем разработки и применения новых систем автоматизации данных технологическим процессов, так как анализ традиционных схем регулирования процессами на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии, основанных на пропорционально-

интегрально-дифференциальных (ПИД) регуляторах показал, что на наиболее сложных объектах регулирования традиционные ПИД-регуляторы недостаточно эффективны в силу ряда особенностей и специфики протекания данных технологических процессов [3].

Непрерывное изменение подачи нефти на данную насосную станцию приводит к колебаниям расхода и давления нефти в трубопроводе, что снижает качество управления технологическими процессами. Вследствие чего ПИД-регуляторы нуждаются в периодической и трудоемкой настройке, а следовательно повышаются эксплуатационные затраты на систему управления. Для повышения энергоэффективности и качества процесса управления предлагается использовать многомерный нечеткий логический регулятор, входные и выходные переменные которого представлены совокупностью термов с прямоугольной формой функции принадлежности, т. е. четких термов [1,2,3,6-7].

Рисунок 1 - Логическая схема алгоритма контроля технологического процесса насосной станции, а также размещение термов уровня нефтяной эмульсии в резервуаре на универсальной числовой оси

Электродвигатели и клапан К-33 управляются сигналами микропроцессорного контроллера (МПК), который получает информацию с датчиков: угловых скоростей электродвигателей, положения рабочего органа клапана К-33 (закрытие клапана в %), давления и уровня жидкости в резервуаре LE3. Уровень в резервуаре НС должен поддерживаться на отметке 2,5 метра (высота резервуара -5м., длина - 10,2 м., и объем 200 м3). Логическая схема алгоритма управления технологическим процессом представлена на рисунке 1. Из неё следует, что регуляторы w1, w2 и К-33 включаются в работу при истинности операторов условного перехода (LE3 > 2,5 м) и (LE3 >> 2,5 м) [8-12].

На рисунке 1 представлена интерпретация регулируемого параметра LE3 совокупностью из 16 четких термов LE31, LE32, LE315, LE316 (например, TLE31

Аналитическое выражение терм-множества для переменной LE3 имеет следующий вид [14-17,18-29]:

T(Leз) = 2Le3 • ((i -1) • 0,25 < Le3 < i • 0,25),

где i - номер четкого терма.

Таким образом, в данной работе предложена концептуальная модель дожимной насосной станции, позволяющая спроектировать систему управления электроприводом насосной станции на основе трехмерного нечеткого логического регулятора, входные и выходные переменные которого представлены совокупностью термов с прямоугольной формой функции принадлежности (четких термов).

ЛИТЕРАТУРА

1. Каяшев А.И., Емекеев А.А., Сагдатуллин А.М. Автоматизация электропривода насосной станции на основе многомерного нечеткого логического регулятора Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2014. № 4. С. 30-33.

2. Сагдатуллин А.М. Нейросетевой контроллер для управления скоростью асинхронного двигателя В сборнике: XII Всероссийское совещание по проблемам управления ВСПУ-2014 Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН. 2014. С. 4485-4498.

3. Сагдатуллин А.М. Идентификация режимов работы и анализ состояния скважинного оборудования на основе нейронной сети Газовая промышленность. 2014. № 6 (707). С. 60-64.

4. Сагдатуллин А.М. Моделирование работы интеллектуальной скважины на экспериментальном стенде Газовая промышленность. 2014. № S708 (708). С. 107-110.

5. Сагдатуллин А.М. Разработка интеллектуального регулятора для многомерного логического управления насосной станцией Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2014. № 4. С. 107-111.

6. Сагдатуллин А.М. Анализ энергоемкости технологических процессов нефтегазодобывающей промышленности Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 1. № -1. С. 102-106.

7. Сагдатуллин А.М. Исследование систем автоматизации насосной станции Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 1. № -1. С. 379-384.

8. Сагдатуллин А.М. Обустройство и автоматизация нефтегазового месторождения Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 1. № -1. С. 384-389.

9. Сагдатуллин А.М. Fuzzy-регуляторы для управления быстродействующими и многомерными технологическими процессами Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 1. № -2. С. 63-67.

10. Сагдатуллин А.М. Алгоритм внедрения новых технологий для повышения эффективности и рентабельности добычи нефти Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 1. № -2. С. 76-80.

УДК 622.276.8 (470,41) Г-94

ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ РАСТВОРИТЕЛЕЙ АСПО STUDIES OF THE INFLUENCE OF THERMAL EFFECTS ON THE EFFECTIVENESS

Д.М. Гумерова - старший преподаватель кафедры РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт

Diljara M Gumerova - the senior lecturer of the Oil and Gas development and operation department, ASOI

Проведены экспериментальные исследования влияния предварительного нагрева на результативность последующего применения растворителей АСПО. Выявлено, что при

последовательном нагреве до температур 30, 40, 50, 60 °С и воздействии растворителем МИА-Пром происходит увеличение пенетрации в зависимости от состава отложений, а также снижение эффективности растворения.

Experimental study of the effect of preheating on the efficiency of the subsequent application of paraffin solvents. It is revealed that the sequential heating to temperatures of 30, 40, 50, 60 is With and exposed to the solvent MIA-Prom is an increase of penetration depending on the composition of deposits, and reduced efficiency of dissolution.

Ключевые слова: исследования, температура, растворители, механическая прочность, удаление АСПО, пенетрация, отложения

Keywords: research, temperature, solvents, mechanical strength, removal of sediment, penetration, deposition

Вступление нефтяных месторождений в позднюю стадию разработки характеризуется значительным ухудшением структуры,

увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, обводнением продукции скважин. Благодаря применению различных интенсифицирующих технологий с применением химических реагентов и тепловым воздействием достигнута стабилизация и даже рост добычи нефти.

Однако наряду с положительным влиянием на пласт, связанным с основным функциональным предназначением, они могут оказывать и негативное побочное воздействие, как на состояние пористой среды, так и техногенное влияние на дальнейший процессы добычи и подготовки нефти.

Известно [1], что при физико-химических методах ОПЗ химреагенты могут образовывать нерастворимые осадки (продукты реакций) или способствовать образованию нерастворимых осадков. Обработка ПЗП углеводородными растворителями, сжиженными газами, кислотами может вызвать осаждение асфальтенов в пористой среде [2].

Еще в 1951 г. В.Ф.Воробьев и Ю.Я.Котляр зарегистрировали влияние термообработки на подверженность парафинистых нефтей к усилению отложений парафина вследствие их недостаточного прогрева [3]. По их мнению, температура термообработки должна учитывать температуру начала кристаллизации парафина и быть выше ее.

В работе [4] указывается, что при проведении ОПЗ с использованием термовоздействия (ДП+ТБИВ, СТГГ-80) происходит нагрев как нефти, так и органических отложений, сформировавшихся на поверхности пор, перфорационных каналов, элементах конструкции скважины. При недостаточно высокой температуре нагрева при проведении ОПЗ возможно появление обратного эффекта - увеличение интенсивности формирования отложений.

Ранее проведенные исследования [5] показали, что в диапазоне температур от 40 до 60 0С термообработка приводит к ухудшению реологических свойств нефтей при их нагреве ниже оптимальной температуры.

Во всех случаях эти процессы снижают проницаемость ПЗП и осложняют работу добывающих скважин. До настоящего времени многие аспекты этой проблемы до конца не изучены и требуют дальнейшего исследования.

Вопрос борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) по-прежнему остается одной из острых проблем нефтедобычи.

Для борьбы с парафинизацией скважинного и наземного оборудования применяются различные методы предупреждения и удаления отложений. Эффективность ряда методов удаления органических отложений с поверхности скважинного оборудования зависит от их механических свойств и определяющих эти свойства состава и структуры отложений. В связи с этим исследование физико-химических свойств АСПО представляет несомненный практический интерес.

Наиболее распространенным методом удаления АСПО во всех технологических точках их формирования является использование целенаправленно подобранных углеводородных растворителей.

В данной работе были проведены исследования по определению моющих свойств растворителя МИА-Пром и изменения механической прочности АСПО после его воздействия. Были проведены эксперименты с использованием проб АСПО, отобранных со скважин (НГДУ «Альметьевнефть»). В качестве показателя изменения консистенции отложений при проникновении растворителя МИА-Пром в структуру АСПО была использована пенетрация. Исследования проводились на аппарате для определения пенетрации нефтепродуктов ПН-10У.

Оценка изменения массы АСПО и пенетрации отложений после воздействия растворителем МИА-Пром оценивалась в статических условиях при различных температурах (30, 40, 50, 60 °С). После статической выдержки проб АСПО в растворе реагента в течение 30 мин была повторно определена масса образцов и их пенетрация.

В результате исследований механической прочности промысловых органических отложений установлено, что при последовательном нагреве до температур 30, 40, 50, 60 °С и воздействии растворителем МИА-пром происходит увеличение пенетрации в 1,2-4,4 раза в зависимости от состава отложений, а также снижение эффективности растворения.

Следовательно, при применении тепловых обработок для удаления АСПО необходимо обеспечивать нагрев до температур, обеспечивающих расплавление отложение и полное удаление из скважины. Если же после проведения обработок остаются АСПО, то механическая прочность и плотность их увеличиваются, что приводит в дальнейшем к неэффективному применению химических методов.

Таким образом, эффективное применение технологий удаления АСПО с использованием растворителя обуславливается предысторией применения технологий удаления АСПО.

При разработке планов геолого-технических мероприятий (ГТМ) необходим комплексный подход к планированию, предусматривающий грамотный подбор скважин и выбор соответствующих технологий с учетом влияния на гидродинамическую систему продуктивных пластов и с учетом совместимости реагентов, входящих в состав планируемых и ранее примененных на данной площади технологий.

ЛИТЕРАТУРА

1.Медик-Пашаев В. С. Геохимические изменения в нефтяных залежах в процессе их разработки. М.:ВНИИОЭНГ, 1977.-43с.

2. Мархасип И.Л. Физико-химичекая механика нефтяного пласта.-М.: Недра. 1977.-214 с.

3.Фокеев В.М. Методы борьбы с отложениями парафина, применяемые в отечественной и зарубежной практикеНТС по добыче нефти: Тр. ВНИИ. -М. : Гостоптехиздат, 1959. -Вып.5. - С.78 -92.

4.Ибрагимов Н.Г., Тронов В.П., Гуськова И.А. Теория и практика методов борьбы с органическим отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. - М.: Нефтяное хозяйство, 2010. -240 с.

5.Гуськова И.А., Гумерова Д.М. Реологические исследования влияния термического воздействия на свойства нефти и промысловых водонефтяных эмульсийГазовая промышленность.-7082014-спецвыпуск.-С. 104-106

РАЗРАБОТКА БЛОКИРУЮЩЕГО ГИДРОФОБНО-ЭМУЛЬСИОННОГО СОСТАВА ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ

ПОВЫШЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ТЕМПЕРАТУР THE ELABORATION OF BLOCKING FLUIDS FOR WELL-KILLING UNDER HIGH RESERVOIR TEMPERATURE CONDITIONS

Ш.Р. Исламов - студент, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»,

Д.В. Мардашов - к.т.н., доцент, кафедра РНГМ, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»,

А.М. Шагиахметов - аспирант, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»,

Shamil R.Islamov - student, National Mineral Resources University (University of Mines) Dmitry V.Mardashov - PhD in Engineering, an associate professor of department of development of oil and gas field, National Mineral Resources University (University of Mines)

Artem M.Shagiakhmetov - graduate, National Mineral Resources University (University of Mines)

При эксплуатации скважин нефтегазовых месторождений возникает необходимость в проведении капитального и текущего ремонта, которым зачастую предшествует процесс глушения скважин. Негативным следствием данной операции является загрязнение призабойной зоны пласта (ПЗП) и, как следствие, снижение продуктивности скважины. Причиной этого процесса является использование технологических жидкостей на водной основе, которые наиболее широко применяются на данном этапе развития нефтяной отрасли. Иными способами решения подобных проблем являются составы на углеводородной основе, а именно обратные эмульсии.

Exploitation of oil and gas fields presupposes works of current and capital repairs, which often starts with well killing. But this operation has a negative consequence in pollution of the bottomhole formation zone and subsequent reduction of well productivity. The cause of this process is using technological fluids on the water basis that are widespread on this stage of oil industry development. Another solutions depends on using hydrocarbons basis, that is inverse emulsions.

Ключевые слова: глушение скважины, ремонт, эмульсия, эмульгатор

Keywords: killing of well, repair, emulsion, emulsifier

В системе «скважина-пласт» наиболее подверженной изменениям является зона продуктивного пласта, расположенная в непосредственной близости к стволу скважины, так называемая призабойная зона пласта. Состояние этой сложной гидродинамической системы непосредственно влияет на темпы отбора нефтегазовой продукции из скважины и закачки воды в продуктивный пласт с целью поддержания его пластового давления. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем сохранения и улучшения фильтрационных свойств пород-коллекторов ПЗП является одной из актуальных задач в нефтегазопромысловой отрасли. Нефтяная промышленность зарубежных стран уделяет серьезное внимание совершенствованию технологий заканчивания и ремонта скважин, в связи с необходимостью сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта.

При применении традиционных жидкостей глушения скважин (ЖГС) на водной основе (водные растворы солей) снижается фазовая проницаемость ПЗП по нефти и увеличивается обводненность добываемой продукции. В связи с этим разработка новых химических методов сохранения и улучшения фильтрационных свойств продуктивного пласта, в основе которых лежит применение гидрофобизирующих растворов, является актуальной в нефтяной отрасли [1, 2, 3].

Лабораторные исследования были направлены на разработку обратно-эмульсионных составов, обладающих гидрофобизирующими свойствами. В результате был разработан блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав, стабилизированный реагентом-эмульгатором марки «ЯЛАН-Э2» (ООО «Синтез ТНП»). Данный состав закачивается в добывающую скважину с перекрытием интервала перфорации с целью сохранения фильтрационных характеристик ПЗП и, как следствие, сохранения продуктивности скважины.

Разработанные составы обратных эмульсий с использованием реагента-эмульгатора марки «ЯЛАН-Э2» обладают высокой термостабильностью, т. е. 100 %-ой агрегативной устойчивостью при 80 и 90 °С, что позволяет рекомендовать их для использования в условиях повышенных пластовых температур, в частности, на месторождениях

Западной Сибири.

Исследование влияния концентрации реагента-эмульгатора на агрегативную устойчивость блокирующего состава показало, что оптимальное его содержание в объеме эмульсии составляет 3 %.

Одним из основных преимуществ разработанных эмульсионных составов перед традиционно используемыми технологическими жидкостями на водной основе является возможность регулирования их технологических свойств за счет изменения количества и типа их дисперсной (водной) фазы. Так плотность блокирующих составов является регулируемой величиной и может изменяться в достаточно широких пределах (1,060-1,192 гсм3 при использовании в качестве дисперсной фазы водных растворов СаС!2).

Исследования коррозионной активности разработанных составов показали их высокие защитные свойства по отношению к металлам. Скорость коррозии стальной пластинки в блокирующих составах, приготовленных с использованием водных растворов СаС!2 при различных концентрациях (50-80%) составила от 0,026 до 0,098 ммгод, что не превышает требования, установленные РД 153-39-023-97 «Правила ведения ремонтных работ в скважинах» (не более 0,100,12 ммгод).

Блокирующие составы представляют собой жидкости с неньютоновским характером течения. Динамическая вязкость в таких системах зависит от напряжения сдвига и является функцией скорости сдвига. При изменении содержания дисперсной фазы в составах от 60 до 70 % об. вязкость эмульсий варьируется в широком диапазоне (25-55 мПас при скорости сдвига 130 с-1), что позволяет регулировать степень их проникновения в пласт в зависимости от целей обработки.

Согласно результатам экспериментальных исследований блокирующий состав, стабилизированный реагентом-эмульгатором «ЯЛАН-Э2» при попадании в пористую среду породы-коллектора проявил гидрофобизирующие свойства, что выразилось в сохранении проницаемости по углеводородной фазе (коэффициент восстановления проницаемости составил более 80 %) и увеличении фильтрационных сопротивлений по отношению к водной фазе. Логично предположить, что использование данного эмульсионного состава в качестве ЖГС перед подземным ремонтом обеспечит сохранение дебитов скважин по нефти и снижение обводненности добываемой продукции.

Таким образом, с целью повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин при подземном ремонте в условиях повышенных пластовых температур (до 90 °С) рекомендован блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав, стабилизированный реагентом-эмульгатором марки «ЯЛАН-Э2» (3 %), с использованием в качестве дисперсной фазы (от 60 до 70 %) водных растворов СаС!2. Данный состав обладает гидрофобизирующими свойствами, что выгодно

отличает его от традиционно используемых систем на водной основе.

ЛИТЕРАТУРА

1. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В. Регулирование фильтрационных характеристик пород призабойной зоны на поздней стадии разработки месторождения Нефтяное хозяйство. - М, 2002. - №2. - С. 44 - 45.

2. Рогачев М.К., Стрижнев К. В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. - М.: Недра, 2006. - 295 с.

3. Рогачев М.К. Разработка технологий глушения и стимуляции нефтяных скважин при подземном ремонте М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов, К.В. Стрижнев, Ю.В. Зейгман Нефтегазовое дело. -2007. - Т.5. - № 2. - С.55-58.

ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ

МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ SOLUTIONS FOR DEVELOPING MULTILAYER OBJECTS

Е.Ф. Захарова - к.т.н., доцент, зам. зав.кафедрой РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт Е.В. Леванова - к.т.н., доцент, кафедра РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт

С.В. Фадеев - аспирант, кафедра РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт

E.F. Zakharova - PhD in Engineering Sciences, associate professor, and Deputy Head of Oil and Gas Field Development Department, Almetyevsk State Oil Institute E.V. Levanova - PhD in Engineering Sciences, associate professor of Oil and Gas Field Development Department, Almetyevsk State Oil Institute

S.V. Fadeev - graduate student, Department of Design and operation of oil and gas fields Almetyevsk State Oil Institute

В статье представлен анализ эффективности применения технологии ОРЭ по сравнению с технологией ОРЗ. Был сделан вывод о необходимости повышения требований ко всем видам технологических работ, связанных с применением раздельной эксплуатации на всех стадиях проектирования и разработки многопластовых месторождений при увеличении количества скважин, вскрывших многопластовые объекты.

The article presents an analysis of the effectiveness of technology DCI compared with the technology of DCP. It was concluded that the need to increase the requirements for all types of engineering works associated with the use of separate operation at all stages of design and development of multilayer fields with an increase in the number of wells that penetrated the multi-layer objects.

Ключевые слова: разработка, ОРЭ, ОРЗ, технология, многопластовый объект

Key words: development, DCI, DCP, technology, multilayer object

Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, экономное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

Система управления процессом разработки нефтяных месторождений относится к так называемым большим системам управления, характеризующимся не только большим количеством и многообразием объектов управления, обилием информации и связей, но и сложностью самого процесса разработки, показатели которого изменяются во времени.

Регулирование процессов разработки есть целенаправленное управление движением жидкостей в пласте, в соответствии с запроектированной системой разработки и постоянным ее совершенствованием, с учетом изменения представлений о геологическом строении эксплуатационного объекта, путем установления оптимальных режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, использования новейших научно-технических достижений для улучшения технико-экономических показателей разработки за счет сокращения добычи попутной воды и рабочего агента для вытеснения нефти, создания условий для долговременной эксплуатации скважин и оборудования в целях обеспечения оптимальной динамики добычи нефти, достижения проектной величины нефтеизвлечения.

Оптимальным (рациональным) является такой вариант регулирования, который обеспечивает за каждый данный отрезок времени максимальную текущую величину нефтеизвлечения всех участков, зон, пластов или объектов разработки месторождения при минимальной добыче попутной воды, создании условий обеспечения максимальной конечной величины нефтеизвлечения и минимальных затратах по месторождению в целом.

В настоящей работе выполнен анализ технологической эффективности ряда методов первой группы регулирования процессов разработки месторождений на поздней стадии на Ново - Елховской площади (одновременно-раздельная эксплуатация скважин, одновременно-раздельная закачка воды на многопластовом объекте).

Среди методов регулирования разработки особое место занимает одновременно-раздельная эксплуатация пластов. Большинство исследователей этот метод относят к методам регулирования разра-

ботки, а отдельные авторы считают его системой разработки. Одновременно-раздельной (ОРЭ) эксплуатации пластов посвящено большое число работ [1-4].

Одни исследователи считают этот метод основным для обеспечения эффективной выработки расчлененного объекта, другие считают его недостаточно эффективным, третьи утверждают, что этот метод позволяет обеспечить регулируемую выработку пластов при разбуривании многопластового объекта единой сеткой скважин, но существующее в настоящее время оборудование еще не позволяет полностью реализовать его преимущество.

Объекты для одновременно-раздельной эксплуатации выделяют, исходя из характеристики залежей и пластов.

К сожалению, это положение не всегда учитывалось при проектировании разработки месторождений. Так, в Генеральных схемах разработки горизонтов Д1, Д0 Ромашкинского месторождения внедрение одновременно-раздельной эксплуатации пластов рассматривалось как мощное средство регулирования их выработки. Однако накопленный опыт разработки позволяет сделать вывод об ограниченных масштабах применения этого метода для регулирования выработки пластов основного объекта эксплуатации.

Анализ промысловых данных по Ново-Елховской площади позволяет отметить (рис. 1) несколько более частое применение технологии ОРЭ по сравнению с технологией одновременно-раздельной закачки (ОРЗ).

Кроме того, технология ОРЭ приводит к существенно значимому (рис. 2) приросту среднесуточного дебита - 2,68 тсут против 1,21 тсут по технологии ОРЗ.

Удельная технологическая эффективность технологии ОРЭ также выше (рис. 3) на 32,8 тскв. по сравнению с технологией ОРЗ.

Анализ применения оборудования ОРЗ показал, что оно оказалось приемлемым в основном для ограничения закачки излишних объемов воды в высокопроницаемые пласты (в основном для периодического отключения их из разработки) и практически ничего не дало для увеличения приемистости или подключения менее проницаемых песчаных пластов.

Рисунок 1 - Применяемые технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов на Ново-Елховской площади

Анализ применения оборудования одновременно-раздельного отбора (ОРО) показал, что оно оказалось достаточно эффективным для целей регулирования выработки пластов путем уменьшения отборов по интенсивно вырабатываемым и увеличения по низконапорным пластам, а также для отключения высокообводненных пластов.

Это объясняется в основном геологическими и техническими причинами.

Доказано, что из-за взаимовлияния пластов в призабойной зоне скважин при имеющихся сравнительно небольших толщинах разделов между пластами эксплуатационного объекта закачка воды в высокопроницаемые пласты обусловливает раскрытие трещин в них, что вызывает их смыкание в малопроницаемых пластах, а при закачке в малопроницаемые пласты происходит то же самое.

Рисунок 2 - Прирост среднесуточного дебита по технологиям одновременно-раздельной эксплуатации пластов на Ново-Елховской площади

Оборудование разделяет пласты в стволе скважины, а не в призабойной зоне, где эффект от этого быстро исчезает.

Рисунок 3 - Удельная эффективность по технологиям одновременно-раздельной эксплуатации пластов на Ново-Елховской площади

С увеличением количества скважин, вскрывших многопластовые объекты, повышаются требования ко всем видам технологических работ, связанных с применением раздельной эксплуатации на всех стадиях проектирования и разработки многопластовых месторождений.

С этой целью становятся необходимыми: 1) четкое определение цели применения раздельной эксплуатации; 2) тщательный выбор фонда скважин, переводимых на раздельную эксплуатацию; 3) обязательное проведение подготовительных и исследовательских работ по скважинам до перевода на раздельную эксплуатацию; 4) подбор параметров работы установок в соответствии с заданным режимом эксплуатации пластов; 5) повышение надежности и работоспособности подземного оборудования.

ЛИТЕРАТУРА

1. Захарова Е.Ф., Гуськова И.А. К вопросу эффективности использования ОРЗ с целью обеспечения проектной нефтеотдачи многопластовых объектов разработки. Бурение и нефть, 2011, № 4. С. 48-50.

2. Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, В. Г. Фадеев Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, №3, 2006, С. 59-61.

3. К.Гарифов, А. Кадыров, Р. Заббаров, А. Гпуходед. - Развитие одновременно-раздельной эксплуатации пластов в ОАО «Татнефть» -Нефтегазовая вертикаль - № 12. 2009. - С. 78-80.

4. Производственно-технический нефтегазовый журнал «Инженерная практика». - Панорама технических решений. Одновременно-раздельная добыча и одновременно-раздельная закачка. - № 1. 2010.

Проблемы повышения выработки трудноизвлекаемых запасов

ОСОБЕННОСТИ РАЗВИТИЯ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПУТЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

FEATURES OF DEVELOPMENT OF SYSTEM OF MAINTENANCE OF RESERVOIR PRESSURE BY WATER FLOODING

Р.Б.Фаттахов - к.т.н., доцент кафедры РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт

Rustem B. Fattakhov - PhD in Engineering, an associate professor of department jf development and operation of oil and gas field, ASOI

Особенностью нынешнего этапа развития системы поддержания пластового давления является рост доли низкопроницаемых пластов. Инфраструктура системы должна формироваться исходя из требований разработки нефтяных месторождений, что требует перехода от централизованной к децентрализованным (индивидуальным) схемам закачки, либо к их комбинации.

Feature of a present stage of development of system of maintenance of reservoir pressureis growth of a share of low-permeability layers. The infrastructure of system has to be formed proceeding from requirements of development of oil fields that demands transition from the downloading centralized to decentralized (individual) schemes, or to their combination.

Ключевые слова: концепция развития, система поддержания пластового давления, централизация и децентрализация систем, комбинированная схема

Keywords:development concept, system of maintenance of reservoir pressure, centralization and decentralization of systems, the combined scheme

Развитие системы поддержания пластового давления (ППД) компании «Татнефть» с конца 1950-х годов идет достаточно поступательно, по мере появления новых задач и совершенствования технологий и технических средств. Были решены две крупные задачи: радикальное снижение аварийности трубопроводной системы, а также масштабный переход на насосы малой производительности.

Уже при разработке предыдущей концепции [1]звучала идея о необходимости формулирования, прежде всего, концепции в области разработки месторождений.

В самом деле, нынешний этап развития системы ППД характеризуется дальнейшим увеличением доли низкопроницаемых

пластов, раздробленностью монолитных залежей, индивидуализацией довыработки обособленных участков с применением различных методов заводнения, таких, как площадное, очаговое, избирательное, а также циклическая закачка, смена фильтрационных потоков и др.

В связи с чем уже в предыдущей «Концепции..» была заявлена необходимость частичного перехода на децентрализованную систему закачки воды, которая обеспечивает адресную закачку воды по выбранным участкам. Однако ее реализация тормозилась высокими затратами на «расшивку» водоводов, установку индивидуальных насосов, которые не окупаются только за счет экономии энергии и воды, без учета «дополнительной» или «сохраненной» добычи.

Отметим, что заметное развитие децентрализованных схем наблюдалось в основном (и успешно) по системам МСП -межскважинной перекачки.

Ключевым понятием концепции на ближайшее пятилетие является подход к формированию инфраструктуры системы ППД исходя из требований разработки нефтяных месторождений.

Данный подход реализуется через соответствующий алгоритм:

- по залежам и месторождениям определяются участки и зоны с низким пластовым давлением;

-по геологическим моделям оценивают остаточные запасы;

- выбирают участки, отвечающие критериям «низкое пластовое давление и высокие остаточные запасы» и строят более детальные модели, на основе которых формируют геолого- технические мероприятия (регулирование режимов закачкиотбора, решение об освоении под нагнетание, зарезка БС,БГС и т.д.);

- в процессе моделирования выполняют количественную оценку эффекта от ГТМ (дополнительная добыча нефти и снижение или сохранение отбора жидкости и закачки), которую можно использовать при технико- экономическом обосновании комплекса мероприятий-геолого- технических и инфраструктурных;

- далее оценивается возможность внесения изменений в инфраструктуру системы ППД на выбранных участках ( «расшивка» водоводов и идивидуализация закачки по скважинам или группам скважин, работа с ПЗП, индивидуальная очистка или доочистка воды на проблемных участках; обоснованное применение частотно-регулируемого привода, более высокого уровня автоматизации на этих участках и т. д.

Таким образом, при наличии сформулированной цели и приемлемого эффекта от ее достижения возможно создание более управляемой комбинированной системы ППД (что достижимо в процессе реконструкции отдельных участков), включающей:

- элементы централизованной закачки в высокоприемистые скважины (относительно низкого давления),

- элементы централизованной закачки в отдельную группу низкоприемистых скважин (высокого давления)

- и элементы индивидуальной закачки для скважин низкоприемистых (высокого давления).

При внедрении комбинированной схемы остаются преимущества централизованной схемы, при этом осуществляется гарантированная закачка в наиболее «ответственные» скважины, снижаются затраты на низконапорную трубопроводную систему, появляется возможность осуществления регулировочных мероприятий по ограничению мощности в контрольный период (что дает немалый эффект без ущерба для пластового давления).

ЛИТЕРАТУРА

1. Концепция реконструкции и развития системы поддержания пластового давления ОАО «Татнефть» на период с 2011 по 2015 годы - Бугульма, 2010 г.- 24 с.

2. Арсентьев А.А., Фаттахов Р.Б., Коннов В.А. О направлениях развития системы поддержания пластового давления Ученые записки Альметьевского государственного института. Том IX. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2011. С.98-102.

УДК 622.276.1.4.001.57

АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ НЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРА НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НЕСТАЦИОНАРНОГО

ЗАВОДНЕНИЯ

ANALYSIS OF THE IMPACT OF RESERVOIR HETEROGENEITY ON EFFICIENCY OF

NON-STATIONARY WATERFLOODING

А.В. Насыбуллин - д.т.н. начальник, отдел РИТ и МПС, ТатНИПИнефть

Рав.З. Саттаров - к.т.н. заведующий лабораторией, ТатНИПИнефть

Рам.З. Саттаров - к.т.н. ведущий инженер, лаборатория эксплуатации

АРМ геолога «ЛАЗУРИТ», ТатНИПИнефть

М.Н. Ханипов - м.н.с., лаборатория ПиСАБД, ТатНИПИнефть

ArslanV. Nasybullin-Dr.Sc.,head of IT Development and Reservoir Modeling

Department, Tatar Oil Research and Design Institute (TatNIPIneft)

RavilZ. Sattarov - Ph.D, head of Automated Database Design and Support Laboratory, TatNIPIneft Institute

Ramil Z. Sattarov - Ph.D,lead engineer of the Laboratory for Applications of Geologists LazuritWorkstation of IT Development and Reservoir Modeling Department, TatNIPIneft Institute

Marat N. Khanipov-junior research engineer of Automated Database Design and Support Laboratoryof IT Development and Reservoir Modeling Department, TatNIPIneft Institute

В данной работе авторы оценили эффективность применения нестационарного заводнения на стохастических геолого-гидродинамических моделях с различными параметрами неоднородности пласта и различными режимами работы скважин.

In this paper, the authors evaluated the efficiency of non-stationary waterflooding on stochastic geological and reservoir simulation models with various reservoir heterogeneity parameters and different injection modes.

Ключевые слова: вариограммный анализ, стохастическое геологическое моделирование, гидродинамическое моделирование, нестационарное заводнение.

Keywords: variogram analysis, stochastic geological modeling, reservoir simulation, non-stationary waterflooding.

Современный этап развития нефтяной отрасли характеризуется осложнением условий разработки месторождений, ухудшением структуры и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти, увеличением обводнённости, ухудшением технического состояния фонда скважин.

Для решения задачи стабилизации уровней добычи нефти особая роль отводится методам повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации разработки с применением наиболее рентабельных и успешных технологий.

Циклическое заводнение является одним из видов нестационарного воздействия (НВ) при реализации гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. В отличие от классического заводнения, эффективность которого резко снижается при усилении степени геологической неоднородности разреза, циклика позволяет охватить не вовлеченные в разработку нефтяные слои и застойные области пласта, что способствует увеличению нефтеотдачи и уменьшению относительных объемов добываемой воды.

В данной работе представлены предварительные результаты исследований нестационарного заводнения с использованием гидродинамического моделирования. В качестве объектов исследования выбраны участки с однородным и неоднородным пластами.

Перед созданием геологических моделей был произведен анализ распределения рангов вариаграмм распределения пористости на Ромашкинском месторождении в пакете «Irap RMS» компании «Roxar». Анализ показал, что ранг вариограммы изменяется в пределах от 100 до 1500 м.

При создании геологической модели ранг вариограммы изменялся в пределах от 100 м до 2000 м с шагом 50 м. В качестве параметра-модификатора было решено взять параметр стандартного отклонения пористости - равный 0,02 и 0,05.

В результате было построено 78 кубов пористости и проницаемости, которые использовались для гидродинамического моделирования.Для каждой построенной стохастической модели выбранышестьсхем нестационарного воздействия.

Для оценки влияния параметра вязкости нефти на эффективность применения нестационарного заводнения все построенные модели посчитаны для разных значений вязкости нефти (15, 30, 60 и 150 мПас).

Для оценки влияния времени остановки и работы скважины на эффективность применения нестационарного заводнения для каждой схемы заводнения рассчитаны 4 режима работы скважины: приостановка скважин на 1, 5, 14, 30 дней.

Таким образом, рассмотрено 100 вариантов для каждой из созданных 78 стохастических и одной детерминированной геологических моделей - всего 7900 гидродинамических моделей (схема размещения скважин представлена на рисунке 1)._

• 4* 9 M • • и • 4

DC • 07 • о» •

•f » • 010 • 4-~

Oil • 012 • 019 •

Рисунок 1 - Схема размещения нагнетательных и добывающих скважин.

На моделях с вязкостью нефти равной 15 и 30 мПа с и круговой схемой нестационарного заводнения наблюдаются следующие ярко выраженные экстремумы значений накопленной дополнительной добычи нефти:

- выраженные локальные максимумы при рангах вариограммы: 0,5*L; 1,5*L; 2,5*L; 3,5*L, где L=400 м - расстояние между скважинами;

- выраженные локальные минимумы при рангах вариограммы: L; 2*L;

На моделях с вязкостью равной 60 и 150 мПас и круговой схемой нестационарного заводнения наблюдаются следующие ярко выраженные экстремумы значений накопленной дополнительной добычи нефти:

- выраженные локальные максимумы при рангах вариограммы: 0,5*L; 1,5*L; 2,5*L; 3,5*L;

- выраженные локальные минимумы при рангах вариограммы: L; 2*L;

1. Наибольший эффект от применения НВ получен в неоднородных коллекторах, насыщенных нефтью средней вязкости (15-30 мПас).

2. Наибольший технологический эффект от НВ достигается при ранге, как показателе, характеризующим неоднородность пласта, равном 0,5*L и 1,5*L, где L - расстояние между скважинами.

3. Оптимальное время остановки нагнетательных скважин - для рассмотренных моделей 10-14 дней.

ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ RESEARCH OF CONDITIONS OF FORMATION OF OIL-WATER EMULSIONS IN SITU

Б.Г. Ахмадуллин - аспирант кафедры РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт

О.М. Мирсаетов - к.т.н., доцент кафедры РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт

И.А. Гуськова - д.т.н., зав. кафедрой РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт

Bulat G. Akhmadullin - graduate student of department of development and operation of oil and gas field, ASOI

О1ед М. Mirsaetov - PhD in Engineering, an associate professor of department of development and operation of oil and gas field, ASOI

Irina A. Guskova - Ph. technical science, chief of department of development and operation of oil and gas field, ASOI

Приводятся результаты промысловых и лабораторных исследований условий формирования водонефтяных эмульсий при различных воздействиях на продуктивные пласты. Показана и обоснована возможность накопления в пласте водонефтяных эмульсий, источником которых являются нефтепромысловые сточные воды, трещиноватость и направленность фильтрационных потоков в карбонатных коллекторах

The results of field and laboratory studies conditions of formation of oil-water emulsions with different effects on the productive strata. Shown and proved the possibility of accumulation in the formation of oil-water emulsions, which are the source of oilfield wastewater fracture and direction of seepage flow in carbonate reservoirs

Ключевые слова: пласт, водонефтяная эмульсия, агрегативная устойчивость эмульсии, сточные воды, трещиноватость

Key words: reservoir, water-oil emulsion, emulsion aggregative stability, wastewater fracturing

Процесс эксплуатации нефтяной залежи сопровождается применением различных воздействий на нефтяной пласт, включающих технологии бурения, освоения, интенсификации притока нефти к скважине и повышения нефтеизвлечения, в результате которых происходит процесс трансформации природной системы. Одним из следствий трансформации природной системы является обводнение скважинной продукции и появление в скважинах водонефтяных эмульсий. Целью данной работы является выявление факторов, связанных с процессами формирования водонефтяных эмульсий в пластовых условиях.

Наиболее значимым фактором, оказывающим существенное влияние на процессы формирования водонефтяных эмульсий в пласте, является применение метода заводнения нефтяных залежей, так как многолетнее воздействие на залежь водой нарушает равновесное состояние системы залежи. По мнению ряда исследователей, основной причиной малой подвижности контуров нефтеносности при разработке нефтяных пластов является образование на большом протяжении зоны с водонефтяной эмульсией, создающей значительное сопротивление вытеснению нефти водой [1].

Закачиваемая вода, физико-химические свойства которой отличаются от пластовой, увеличивает различие в проницаемости пород и существенно изменяет свойства пластовой жидкости. Проведенные сравнительные фильтрационные исследования с применением пресной, минерализованной пластовой воды и нефтепромысловой сточной воды позволили установить, что относительная фазовая проницаемость слабопроницаемых карбонатных коллекторов при насыщенности коллектора пресной водой до 55 % снижается в 5,5 раза и в 3,5 раза по сравнению с использованием минерализованной пластовой воды и нефтепромысловой сточной воды соответственно. Очевидно, что рост фильтрационного сопротивления тормозит, турболезирует поток жидкости и является основным условием формирования эмульсий.

Характерной особенностью метода закачки воды в пласт является существенное увеличение количества закачиваемой воды на поздних стадиях разработки залежей. Выполненный в работе прогноз необходимых объемов воды для месторождений Удмуртской Республики (УР), разрабатываемых с заводнением, показал, что на поздних стадиях разработки на единицу объема добываемой нефти потребуется от 3 до 7 объемов воды.

Важнейшим фактором, обуславливающим образование водонефтяных эмульсий, является трещиноватость и направленность фильтрационных потоков в карбонатных коллекторах. В рамках настоящей работы на прямоугольной модели трещиновато-пористого пласта была исследована кинематика фильтрационного потока. Длина трещин совпадала с масштабом размера керна. Приложенный перепад давления совпадал с направлением трещин. Было выявлено, что между концами трещин возникает поперечный переток жидкости, приводящий к прорыву вытесняющей воды в этом направлении. Вытеснение нефти происходит за счет расширения зоны прорыва воды вдоль трещин. Результатом такого процесса является перемешивание воды и нефти в зонах масштаба трещин и образование водонефтяных эмульсий.

В рамках данной работы были проведены исследования свойств нефтепромысловой сточной воды. Экспериментально установлено, что нефтепромысловая сточная вода, закачиваемая в пласт для поддержания пластового давления, обладает свойствами водонефтяной эмульсии и характеризуется наличием высокой агрегативной устойчивости. На рисунке 1 представлены значения степени изменения агрегативной устойчивости нефтепромысловых сточных вод для системы поддержания пластового давления в зависимости от примененных способов их подготовки.

АупАуо, сд. 4

Разрушенное Исходное

состояние эмульсии состояние эмульсии

Рисунок 1 - Степень изменения агрегативной устойчивости нефтепромысловой сточной воды Ауп в зависимости от способа и глубины подготовки: АупАу0 -отношение агрегативной устойчивости нефтепромысловой сточной воды Ауп, характерной для примененного способа подготовки к агрегативной устойчивости нефтепромысловой сточной воды Ау0, поступающей с установки подготовки нефти; 1 - гравитационный отстой в нефтеловушке; 2 - базовый цикл подготовки нефтепромысловой сточной воды.

Очевидно, что в пласте происходит накопление исследуемой водонефтяной эмульсии, так как для ее разрушения требуется энергия.

Существенное влияние на процесс образования водонефтяных эмульсий и изменение их свойств оказывают также технологии увеличения притока жидкости к добывающей скважине. Ранее в работе [2] было установлено, что их применение приводит к росту агрегативной устойчивости водонефтяных эмульсий.

Таким образом, в результате проведенных исследований было установлено, что основными условиями формирования водонефтяной эмульсии в пласте являются применение и кратное увеличение объемов закачки воды для поддержания пластового давления, минерализация и свойства которой отличаются от пластовой воды, а также ориентация трещиноватости и направленности фильтрационных потоков, и применение технологий интенсификации притока.

ЛИТЕРАТУРА

1. Амиян В.А. Возможность образования эмульсий в призабойной зоне ЦНИИТЭнефтегаз. Сер. Нефтепромысловое дело. Новости нефтяной и газовой техники. - 1959.- № 11. - С.39.

2. Мирсаетов, О.М. К вопросу об агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии О.М. Мирсаетов, Ю.В.Федоров, Б.Г.Ахмадуллин, Д.В.Емельянов Нефтепромысловое дело. - 2010.- № 5. - С. 41-43.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ КИСЛОТНЫХ КОМПОЗИЦИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ЦЕЛЬЮ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ LABORATORY TESTS OF ACID COMPOSITIONS USED FOR CARBONATE RESERVOIRS TREATMENT TO PRODUCTION STIMULATION

А.В. Бондаренко - студент, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Г.Ю. Щербаков - аспирант, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Д.В. Мардашов - к.т.н., доцент, кафедра РНГМ, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Anton V.Bondarenko - student, National Mineral Resources University (University of Mines)

Georgy Y.Shcherbakov - graduate, National Mineral Resources University (University of Mines)

Dmitry V.Mardashov - PhD in Engineering, an associate professor of department of development of oil and gas field, National Mineral Resources University (University of Mines)

На сегодняшний день от одной трети до половины мировых запасов углеводородов приходится на карбонатный тип пород-коллекторов, большинство из которых содержат трудноизвлекаемые запасы нефти. Одним из методов интенсификации таких коллекторов является применение кислотных составов для обработки призабойных зон продуктивных нефтенасыщенных пластов. В данной работе рассмотрены физико-химические и фильтрационные исследования кислотных составов для условий карбонатных коллекторов.

Nowadays, one-third to half of the worlds hydrocarbon reserves are in carbonate reservoirs, most of which have reserves difficult to recover of oil. The one of the methods of production stimulation of such reservoirs is to use of acid compositions for the treatment of bottomhole zone of productive formations. Physico-chemical and filtration studies of acid compositions for carbonate reservoirs treatment is presented in this paper.

Ключевые слова: призабойная зона скважины, карбонатный коллектор, кислотный состав, образец керна.

Keywords: bottomhole zone, carbonate reservoir, acid composition, core sample.

На сегодняшний день от одной трети до половины мировых запасов углеводородов приходится на карбонатный тип пород-коллекторов, большинство из которых содержат трудноизвлекаемые запасы нефти. Сложность в их извлечении обусловлена либо качеством сырья -тяжелая, высоковязкая нефть, либо условиями залегания - сложное геологическое строение и структура вмещающего флюид порового пространства.

Через призабойную зону пласта (ПЗП) проходит весь объем жидкостей и газов, добываемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. При эксплуатации добывающих нефтяных скважин происходит постепенное ухудшение коллекторских свойств ПЗП, и, как следствие, снижаются дебиты, уменьшается зона дренирования и теряется часть извлекаемых запасов за счет образования застойных участков пласта. Это обусловлено проникновением в ПЗП фильтрата промывочной жидкости, кольматации поровых каналов частицами горной породы, формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и др. Таким образом, одной из актуальных задач являются восстановление, сохранение и улучшение естественной проницаемости пород ПЗП [1].

Одним из наиболее эффективных и распространенных методов интенсификации добычи нефти является кислотная обработка (КО) скважин. Сущность метода заключается в способности кислот растворять горную породу и находящиеся в ней различные кольматанты

[2]. В данной работе сделан акцент именно на КО карбонатных коллекторов.

Для воздействия на призабойную зону скважин, вскрывших карбонатную толщу пород, в настоящее время применяют преимущественно обработку кислотными составами, приготовленными на основе соляной кислоты (СКО). Соляная кислота эффективно воздействует на карбонат кальция или магния, образуя растворимые и легко удаляемые хлориды. Данная кислота может также растворять известковый цемент и другие компоненты, такие как окислы железа и алюминия, содержащиеся в породе. Основные компоненты рабочего раствора при СКО - вода и соляная кислота концентрацией 8-15%. Вспомогательные компоненты - ингибиторы коррозии, стабилизаторы железа и другие химические реагенты [3].

Авторами доклада были проведены лабораторные физико-химические и фильтрационные исследования кислотных составов. На первом этапе была проведена принципиальная оценка возможности применения кислотного состава на основании комплекса физико-химических исследований: внешний вид, плотность, температура застывания, концентрация, межфазное натяжение, коррозионная активность, содержание железа, совместимость с нефтью, пластовой водой.

На основании полученных данных производилось ранжирование кислотных составов по их соответствию промысловым условиям применения, в результате чего были даны рекомендации по использованию в фильтрационных испытаниях. Фильтрационные исследования проводились с помощью установки для изучения двухфазной фильтрации AutoFlood 700 (Vinci Technologies, Франция). Испытания проводились в три этапа. На первом этапе производилась фильтрация нефти в «обратном» направлении (моделирование притока в добывающей скважине) в режиме постоянного расхода 0,5 млмин до стабилизации градиента давления. После этого производилась прокачка кислотного состава в «прямом» направлении (моделирование процесса КО скважины). На третьем этапе производилась прокачка нефти снова в «обратном» направлении до момента стабилизации градиента давления. На рисунке 1 в качестве примера представлены результаты одного фильтрационного эксперимента, где относительное изменение проницаемости керна после КО составило более 600%.

Поровый объем прокачки, ед.

Рис. 1. Зависимость градиента давления закачки от порового объема прокачки жидкости при моделировании КО скважины

С использованием разработанной комплексной методики тестирования были проведены лабораторные исследования применяемых составов. Часть кислотных композиции, не соответствующих предъявляемым к ним требованиям, к дальнейшим лабораторным и опытно-промысловым испытаниям не были допущены. Результаты исследования могут быть использованы для повышения качества кислотной обработки карбонатных коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ильина Г.Ф., Алтунина Л. К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири. Томск: Изд-во ТПУ, 2006. 166 с.

2. Нефтепромысловая химия: в 5 т. В.Н. Глущенко, М.А. Силин. М.: Интерконтакт Наука, 2010. Т.4: Кислотная обработка скважин. 703 с.

3. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти. М.: Недра, 1986. 240 с.

РАЗРАБОТКА РАСТВОРИТЕЛЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ОСНОВЕ ЖИДКИХ ОТХОДОВ УГЛЕВОДОРОДОВ DEVELOPMENT OF A SOLVENT ASPHALTENE-RESIN-PARAFFIN DEPOSITS ON

THE BASIS OF WASTE HYDROCARBONS

М.С. Сандыга - студент, Национальный Минерально-сырьевой Университет «Горный»

Г.Ю. Щербаков - аспирант, Национальный Минерально-сырьевой Университет «Горный»

А.В. Петухов - д.г.-м.н., профессор, кафедра РНГМ, Национальный Минерально-сырьевой Университет «Горный»

Mikhail S. Sandyga- student, National Mineral Resources University (University of Mines) Georgy Y. Shcherbakov - graduate, National Mineral Resources University (University of Mines)

Alexander V. Petukhov- Professor of the Department of development and exploitation of oil and gas fields, National Mineral Resources University (University of Mines)

Одним из факторов, снижающих эффективность эксплуатации скважин нефтегазоконденсатныхместорождений, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в подземном оборудовании и призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗП). В данной работе представленырезультаты лабораторных исследований асфальтосмолопарафинистых отложений, иразработка комплексного растворителя для данных образцов.

In the operation of oil wells there are many complications, one of which is asphaltic resinous paraffine sediments in the downhole equipment and the bottom hole producing formation. The report provides an analysis of the composition asphaltic resinous paraffine sediments and development of complex solvent on the basis of the laboratory researches.

Ключевые слова: призабойная зона пласта, асфальтосмолопарафиновые отложения, состав, растворитель, физико-химические свойства.

Keywords: bottom-hole area, asphaltene-resin-paraffin deposits, composition, solvent,physicochemical characteristics.

Одним из факторов, снижающих эффективность эксплуатации скважин нефтяных месторождений, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в подземном оборудовании и призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗП).

АСПО при добыче нефти в основном представлен следующими компонентами: 40..60% твердого парафина и менее 10% микрокристаллического парафина, 10.56% смол и асфальтенов, воды, песка и неорганических солей. Образование АСПО в продуктивном пласте может происходить в результате изменения термобарических условий[1].

Как известно, борьба с АСПО при добыченефти ведется по двум направлениям:

- удаление уже сформировавшихся отложений;

- профилактика (или предотвращение) отложений[2].

Одним из наиболее эффективных методов удаления АСПО считается химический, обладающий одновременно высокой эффективностью и технологичностью. При этом в качестве реагентов -удалителей АСПО используют различные растворители.

В данной работе анализируются результаты лабораторных исследований асфальтосмолопарафинистых отложений нефтей, а также

производится разработка комплексного растворителя для данных образцов.

Эффективность использования химических реагентов для борьбы с АСПО определяется не только составом и объемом самих реагентов, но и от содержания определенных высокомолекулярных компонентов в составе отложений на поверхности внутрискважинного оборудования и в призабойной зоне. Анализ отложений выполнялся по методу Маркусона и позволял определить химический состав АСПО.

Суть данной методики заключается в том, что на первом этапе навеска АСПО массой 10 г переносилась в колбу, добавлялось 40-кратное количество петролейного эфира. Колба нагревалась в течение 30 минут на колбонагревателе с обратным холодильником, содержимое не доводилось до кипения и отстаивалось в темном месте в течение 16 часов. После содержимое фильтровалось через заранее взвешенный фильтр синяя лента, а фильтрат собирался в отдельную колбу. На фильтре остались асфальтены, масла, смолы, парафины. Парафины выделяли с помощью промывки горячим петролейным эфиром. Далее этот фильтр промывался горячим бензолом, тем самым отделялись, упаривались и взвешивались асфальтены. Тем самым определялись массовые доли всех компонентов АСПО. В результате исследования состава АСПО было выявлено, что все образцы относятся по классификации к парафинистому типу(табл.1).

Табл.1 Результаты определения состава отложений

Образец Компонентный состав П(А+С) Тип отложений

Парафины Асфальтены Смолы Мех.прим.

№1 50,5 1,07 3,72 3,15 10,5 Парафинистый

№2 58,95 0,67 4,35 0,46 11,7 Парафинистый

№3 68,98 0,53 3,66 0,13 16,4 Парафинистый

№4 62,26 0,1 7,68 0,4 8 Парафинистый

№5 78,3 0,52 4,3 3,71 16,2 Парафинистый

На следующем этапе для данных образцов отложений производился подбор и определение эффективности растворителей. Для этого исследуемый образец АСПО нагревался до температуры размягчения, перемешивался до однородного состояния и приготавливались шарики диаметром 10мм. Образцы взвешивались и помещались в заранее взвешенные корзиночки из сеточек с ячейками 1,0х1,0 мм. Затем корзинки помещались в герметичную ячейку 150 см3, куда наливался изучаемый растворитель (10 г на 1 г АСПО). Температура эксперимента составляла 200С. Через определенные промежутки времени образцы извлекались и взвешивались. Через 6 часов содержимое ячейки отфильтровывалось на воронке Бюхнера, а фильтр с остатком высушивался до постоянного веса.

Таким образом, выявлены растворяющая, моющая и диспергирующая способности реагентов-растворителей АСПО парафинистого типа (табл.2). При этом разработанный реагент, представляющий собой смесь жидких отходов углеводородов, конденсата и неионогенного поверхностно-активного вещества (1-5% масс.) в результате исследования показал высокие результаты.

_Табл.2 Результаты исследования эффективности растворителя

№ Название реагента Моющая способность растворителя Диспергирующая способность растворителя, % Растворяющая способность растворителя, %

1 Реагент конденсат 13,68 25,4 52,35

2 Реагент №1 7,46 19,94 41,21

3 Реагент№2 7,9 20,42 31,11

4 Реагент№3 5,49 15,11 33,09

5 Реагент №4 10,04 12,77 31,08

Полученные данные могут быть использованы для обоснования геолого-технических мероприятий на добывающих скважинах осложненных формированием АСПО.

ЛИТЕРАТУРА

1. Сизая В. В. Химические методы борьбы с отложениями парафина Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. -С.40.

2. Иванова Л. В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. — УГНГУ, 2011. — № 1. — С. 268-284.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО МОДЕЛИРОВАНИЮ ПЕРВИЧНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ КИСЛОТНЫХ СОСТАВОВ НА ПОВЕРХНОСТЬ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ LABORATORY STUDIES ON THE MODELING OF THE PRIMARY EFFECTS OF ACIDIC COMPOUNDS ON THE SURFACE OF TERRIGENOUS RESERVOIR ROCKS

А.Н. Шляхтенков - аспирант, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Д.В. Мардашов - к.т.н., доцент, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

М.А. Мирошниченко - студент, Национальный минерально-сырьевой

A.N. Shlyakhtenkov - postgraduate, National mineral resources university (university of mines) университет «Горный»

D.V. Mardashov - PhD in Engineering, an associate professor, National mineral resources university (university of mines)

M.A. Miroshnichenko - student, National mineral resources university (university of mines)

Применение стабилизирующих добавок к глинокислоте позволяет снизить скорость реакции между кислотой и породой, тем самым увеличивая глубину обработки призабойной зоны пласта.

Application of stabilising additives to mud acid allows to lower velocity of reaction between acid and reservoir, thereby increasing depth of a bottom-hole acidizing.

Ключевые слова: кислотная обработка, глинокислота, стабилизаторы.

Keywords: acidizing, mud acid, stabilizers.

Значительная часть нефтяных месторождения Западной Сибири характеризуются полимиктовыми терригенными коллекторами c низкой проницаемостью и большими запасами легкой маловязкой нефти. Добывающие скважины на таких месторождениях при вводе в эксплуатацию после бурения подвергаются стимуляции. В условиях низкой проницаемости продуктивных коллекторов (порядка 1-10 мД) обязательным условием рентабельной разработки является проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП). По данным промысловой статистики применение ГРП приводит к преждевременному обводнению скважины примерно через 5-7 месяцев после проведения данного геолого-технического мероприятия, что характеризуется избирательным прорывом вод от нагнетательной скважины к добывающей. Таким образом, увеличивается обводненность скважины и снижается дебит по нефти [1].

Для того, чтобы текущий уровень добычи нефти соответствовал проектному применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП), среди которых одним из самых распространенных и сравнительно дешевых является кислотная обработка. Традиционно с целью стимулирующего воздействия на матрицу породы терригенного коллектора, применяется классическая рецептура глинокислоты 1 ¦ 3%HF + 8 ¦ 12%HCl . Однако, применение фторводородной кислоты в чистом виде приводит к высокой ее скорости реакции с породообразующими минералами и, как следствие, незначительной глубине обработки ПЗП.

В рамках проведенных лабораторных исследований была поставлена задача по замедлению реакции глинокислоты с образцом терригенной породы, путем добавления в ее состав различных

органических кислот. Данное предложение было основано на основном свойстве слабых кислот: в водных растворах кислота слабо диссоциирует, реагируя неполностью, сохраняя равновесие между продуктами реакции и системой реагентов [2]. Добавление слабых органических кислот, образуя комплексные соединения, позволяет удерживать в растворе ионы железа и алюминия, которые, при повышении пороговых значений рН 2,7 и 4,1 соответственно, образуют нерастворимые осадки, что является одним из осложняющих факторов при проведении кислотной обработки. Исходя из данной логики, растворы соляной или фторводородной кислот всегда стабилизируются слабой органической кислотой, чаще всего в роли стабилизатора выступает уксусная кислота, как наиболее доступный и дешевый реагент. Таким образом, в лабораторных исследованиях был проведен сравнительный анализ четырех рецептур кислотных составов. В качестве основы всех исследуемых кислотных составов использовалась классическая рецептура глинокислоты 3%HF + 8%HCl , а в качестве добавок - лимонная, виннокаменная и аскорбиновая кислоты.

Эксперимент по моделированию первичного воздействия кислотных составов на поверхность терригенных пород-коллекторов проводился согласно следующим этапам:

1. Подготовка образца кернового материала. Предварительное взвешивание и насыщение керна дистиллированной водой в целях исключения погрешности, связанной с его насыщением кислотой.

2. Снятие показаний весов в процессе гидродинамического взвешивания керна.

3. Промывка от кислоты, просушивание и взвешивание керна.

4. Обработка результатов.

Схема установки изображена на рисунке. В таблице представлены данные по изменению массы керна в результате эксперимента.

Рисунок. Схема опытной установки: 1 - Аналитические весы с крючком для подвеса; 2 - полиэтиленовый стакан с исследуемой кислотой; 3 - образец кернового материала; 4 - Магнитный якорь; 5 -

Электромагнитная мешалка. Данный эксперимент позволяет моделировать процесс контакта кислоты с породой в процессе ее закачки в ПЗП. Продолжительность эксперимента - 4 часа, что соответствует времени закачки кислоты в ПЗП. Объем кислоты был взят в избытке. Магнитный якорь, создавая

перемешивание во всем объеме кислоты, исключал образование диффузионного слоя между кислотой и образцом. Таким образом, реакция шла непрерывно. Как видно из таблицы наибольшим эффектом замедления реакции обладает стабилизирующая добавка аскорбиновой кислоты.

№ пп Рецептура m до, г m после, г отн. %

1 8%HCl+3%HF 1,84 1,52 17,0%

2 Л.К. 1,97 1,71 13,5%

3 В.К. 1,84 1,63 11,6%

4 А.К. 1,89 1,69 10,3%

Таким образом, проведены лабораторные исследования по моделированию первичного воздействия кислотных составов на поверхность терригенных пород-коллекторов. В результате проведенных исследований в качестве стабилизирующей добавки к глинокислоте рекомендована аскорбиновая кислота, позволяющая снизить скорость реакции между кислотой и породой, что в итоге может способствовать увеличению глубины обработки и повышению эффективности воздействия на ПЗП.

ЛИТЕРАТУРА

1. Майкл Экономидис., Унифицированный дизайн гидроазрыва пласта: Пер. с англ. М. Экономидис, Р. Олайни, П. Валько. М.: ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед, 2004, с 316.

2. Кристиан М., Увеличение продуктивности и приемистости скважин: Пер. с румынск. М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску. М.: Недра, 1985, с 184.

ВЛИЯНИЕ ДИСПЕРСНОСТИ ОБРАТНОЙ ЭМУЛЬСИИ НА ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫЕ СВОЙСТВА В КАРБОНАТНЫХ

ОТЛОЖЕНИЯХ

DISPERSION INFLUENCE ON WATER INSULATION PROPERTIES OF WO EMULSION IN CARBONATE DEPOSITS

И.А. Исламов - аспирант, Альметьевский государственный нефтяной институт

Ilshat A. Islamov - the post-graduate student, ASOI

Для увеличения эффективности водоизоляционных работ, следует регулировать количество больших глобул воды в обратной эмульсии, чтобы создать водоизолирующий экран определенной протяженности. Это значит необходимо создать условия для прокачки определенного объема эмульсии, которое прочно осядет в изолируемом участке: малые глобулы заполнят все поровое пространство, а глобулы побольше перекроют трещины.

Суть планируемых работ заключается в определении эффективных мер регулирования максимальных размеров глобул обратной эмульсии их количества, для определения оптимального значения при проведении водоизоляционных работ. Провести испытания на установках по вытеснению нефти из керна. Определить какие глобулы смогут пройти через образец керна, а какие закупорят каналы.

We should adjust the amount of large globules of inverse emulsion to create a water shutoff screen with a certain length that increase the efficiency of water shutoff. This means you need to create the conditions for pumping a certain volume of the emulsion, which is firmly settled in the isolated section: small globules fill all the pore space, and more globules block the cracks.

The essence of the planned work is to determine the effective regulation of the maximum size of the globules inverse emulsion of their number, to determine the optimal values during the waterproofing works. Perform tests of oil displacement from the cracked core. Determine which of the globule can pass through the core sample, and which clog the channels.

Ключевые слова: обратная эмульсия, глобулы воды, размер пор.

Keywords: inverse emulsion, water globule, pore size.

Многочисленные результаты промысловых исследований [1], полученные как у нас в стране, так и за рубежом, свидетельствуют о том, что при использовании технологических жидкостей на водной основе в процессах первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, глушения скважин и других операциях, связанных с их попаданием в ПЗП, имеют место длительные сроки освоения скважин и снижение потенциально возможных дебитов по нефти.

Обратные эмульсии, ввиду своей углеводородной природы и дисперсного характера, в этом плане практически лишены недостатков, присущих системам на водной основе.

В ряде технологических процессов гидростатическое давление столба жидкости, находящейся в стволе скважины, должно превышать пластовое давление на определенную величину для предотвращения притока пластовых флюидов в ствол скважины. Ввиду этого используемые рабочие жидкости приобретают свойство более или менее глубоко проникать в приствольную зону пласта.

Дать однозначный ответ в каждом конкретном случае о глубине проникновения этих жидкостей или их фильтратов в ПЗП на основании, например, формулы Дарси или других известных уравнений не представляется возможным. Такой ответ затруднен из-за разнообразия составов и свойств продуктивных коллекторов и технологических жидкостей, сложности процессов их физико-химического и гидродинамического взаимодействия между собой и насыщающими пласт флюидами.

Основной опорой для исследователей при этом, на мой взгляд, служит установление общих закономерностей влияния каждого из факторов на их фильтрацию в ПЗП и ее состояние после взаимного контакта между собой.

Экспериментальными исследованиями Э.С. Сенкевича установлено, что глубина проникновения структурированных жидкостей, в том числе и обратных эмульсий, в большей степени определяется не их реологическими, а структурно-механическими характеристиками [2].

Теоретическими расчетами и экспериментами отечественных и зарубежных авторов показано, что условием свободного перемещения эмульсий и мелкодисперсных частиц по пласту является превышение осредненного диаметра фильтрационных канал над размерами дисперсных фильтрующихся частиц в 10 и более раз [3].

Исходя из реального размера глобул обратных эмульсии приготавливаемых в промысловых условиях (преимущественно 10 мкм и более) можно предположить, что их устойчивая фильтрация возможна лишь при средних диаметрах проводящих каналов пласта более 100 мкм, характерных для трещин и наиболее крупных поровых каналов терригенных коллекторов.

Наличие в обратных эмульсиях глобул различного диаметра позволяет эмульсии либо проникать вглубь пласта по трещинам и крупным порам (диаметром 10 мкм и менее), либо закупоривать последних (капли более 10 мкм), препятствуя дальнейшему движению жидкости в пласт. При этом, по моему мнению, следует регулировать количество больших глобул воды в эмульсии для увеличения эффективности водоизоляции, чтобы создать водоизолирующий экран с определенной протяженностью. Это значит необходимо создать условия для прокачки определенного объема эмульсии, которое прочно осядет в изолируемом участке: малые глобулы заполнят все поровое пространство, а глобулы побольше перекроют трещины. Очевидно, что количество больших глобул должно иметь небольшие значения, а основная масса эмульсии содержать глобулы размером 10 мкм и менее. Также, следует учесть, что слишком большие глобулы могут не пройти в пласт уже в прискважинной зоне и полученный затор не позволит создать водоизоляционный экран. Поэтому необходимо иметь

достоверную информацию о размерах трещин, и точно регулировать размеры больших глобул и их количество.

Суть планируемых работ заключается в определении эффективных мер регулирования максимальных размеров глобул обратной эмульсии и их количества, для определения оптимального значения при проведении водоизоляционных работ. Созданные три образца обратных эмульсий с различными значениями количества максимальных размеров глобул будут протестированы на естественных трещиноватых образцах башкирского горизонта. Трещиноватым будет считаться образец керна с проницаемостью по газу более 1000 мД. Исходя из размеров глобул воды вышедшей из образца керна можно судить о том, какие глобулы смогут пройти через образец, а какие перекроют проводящий канал.

ЛИТЕРАТУРА

1. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсии в нефтедобыче М.: Недра - 1991. - С.114-123.

2. Сенкевич Э.С. Влияние промывочных жидкостей на качество вскрытия продуктивных горизонтов, представленных трещинными коллекторами - Диссертация кандидата технических наук. - Москва -1976. - С. 155.

3. Ковалева Л.А., Галян Н.Н. Снижение фильтруемости рабочей жидкости в призабойную зону пласта при глушении скважин М.: изд. ВНИИЭгазпром - 1985. - C. 215.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ

НЕФТИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН IMPROVING THE TECHNOLOGY OF EXTRACTION OF HIGH VISCOSITY OIL IN THE

REPUBLIC OF TATARSTAN

Р.И. Хафизов - аспирант, Альметьевский государственный нефтяной институт

R.I. Khafizov - postgraduate student, ASOI

Статья посвящена оценке состояния работ по разработке и освоению технологий добычи высоковязких нефтей в Республике Татарстан. От технологий зависит решение главной проблемы нефтяной отрасли - проблемы увеличения нефтеотдачи. Предложены перспективные технологии разработки залежей высоковязких нефтей Татарстана.

The paper is devoted to assessing the status of work on the development and introduction of modern technologies for the extraction of HVO in the Tatarstan Republic.

The solution of the main problem in oil industry depends on technology - depends on the effectiveness of this assessing. Perspective technologies for development of high-viscosity oil deposits of Tatarstan are proposed.

Ключевые слова: высоковязкие нефти, тепловые методы добычи, новые технологии увеличения

нефтеотдачи, производственные полигоны.

Keywords: high viscosity oil, thermal methods of extraction, new technologies of production rate, production sites.

В настоящее время истощение запасов традиционной нефти каменноугольных и девонских отложений и увеличение доли запасов высоковязких нефтей Республики Татарстан делает все более актуальной проблему рационального вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, к которым относятся например - высоковязкие нефти и природные битумы (ПБ), запасы которых в пермских отложениях Республики Татарстан по разным оценкам составляют от 1,5 до 7 млрд. тонн [1]. Поэтому в последние годы все большее внимание уделяется проблемам использования различных технологий для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в условиях истощенных объектов, высоковязких нефтей и природных битумов. [2]

Запасы нефти относят к трудноизвлекаемым, если для их разработки необходимо привлекать повышенные финансовые, трудовые и материальные ресурсы, использовать нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и специальные реагенты и материалы.

Месторождения высоковязких нефтей и природных битумов в Татарстане имеют небольшую глубину залегания. Малоподвижность подобных нефтей и битумов, обусловленная их высокой вязкостью, поэтому применяются технологии, способствующие снижению вязкости нефти и природного битума в пластовых условиях с целью обеспечения её притока к стволам добывающих скважин. К числу таких технологий относится закачка в пласты теплоносителя, внутрипластовое горение и другие. Для наиболее успешного применения той или иной технологии необходимо предварительное её теоретическое апробирование. Использование геолого-гидродинамического моделирования позволяет решить поставленную задачу, затратив наименьшее количество средств и времени. Построение гидродинамических моделей разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов позволяют решать практические задачи проектирования по прогнозированию и управлению разработкой при различных режимах эксплуатации нефтяных объектов.

Практика применения технологии внутрипластового горения и паротеплового воздействия показала на месторождениях Татарстана ее недостаточную эффективность. Поэтому основной задачей является устранение основных недостатков данных технологий и совершенствование разработки трудноизвлекаемых запасов.

ОАО «Татнефть» имеет большой опыт эксплуатации месторождений природных битумов, где одним из таких является Ашальчинское поднятие Ашальчинского месторождения, промышленная разработка которого началась в 1989г.

1989 г. следует считать годом введения Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти в опытно-промышленную разработку по применению паротеплового воздействия с использованием вертикальных скважин. С 2003 по 2005 г. поднятие - в консервации. В 2006 г. начаты опытно-промышленные работы по внедрению новой технологии с использованием горизонтальных скважин, включающейся в себя сочетание гравитационного дренирования и вытеснения. С 2009 г. - залежь введена в промышленную разработку.

По состоянию на 01.01.2012 г. отобрано 110 тыс.т. нефти, что составляет 1,0 % от начальных извлекаемых запасов шешминского объекта в целом. Наибольший накопленный объем добытой нефти приходится на горизонтальные скважины, из которых отобрано 106,8 тыс.т нефти, что составляет 97,2 % от добычи по объекту. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по шешминскому объекту равен 0,011 д.ед. Попутно с нефтью отобрано 646,2 тыс.т воды, водонефтяной фактор равен 5,9 д.ед. Суммарный отбор жидкости составил 756,1 тыс.т. Закачка пара ведется в 8 нагнетательных скважин. С начала воздействия закачано 389,2 тыс.т, накопленный удельный расход пара на добычу одной тонны нефти составляет 3,5 т.

Основная доля скважин шешминского объекта работает с дебитом более 20,0 тсут. (50 %), две скважины - с дебитом от 10,1 до 15,0 тсут. (25 %). Одна скважина работает с дебитом ниже 2,0 тсут. -вертикальная скважина № 230а, введенная в эксплуатацию в 2010 г. под воздействием влияния паровой камеры пары горизонтальных скважин № 232, 233.

Обводненность добываемой продукции находится в пределах от 70 % до 98, большая часть скважин работает с обводненностью более 80 % (75%), одна скважина - более 95 %.

Для решения поставленной задачи предлагается усовершенствовать технологию добычи высоковязкой нефти применяя горизонтальные скважины с выходом на поверхность. Данный способ разработки должен увеличить срок добычи безводной нефти, исключив водонасыщенные пропластки подошвенных вод. Применяя данную технологию на недреннируемых участках производственного полигона

соседними добывающими скважинами, позволит вести долгосрочную добычу нефти с малой долей обводненности.

Применяя усовершенствованные способы разработки, используя геолого-гидродинамическое моделирование рассматривая различные варианты разработки с использованием разных длин горизонтального участка и количества закачиваемого пара, позволит вовлечь в разработку невовлеченные трудноизвлекаемые запасы Республики Татарстан, получая высокие конечные коэффициенты нефтеизвлечения с наименьшими материальными затратами в сравнении с существующими традиционными методами. Но важно не только получить максимальный коэффициент охвата пласта воздействием, но также сделать это при оптимальных затратах рабочих агентов.

В научной работе проводится анализ геологического строения месторождения, выделение перспективного участка, обладающими большими запасами для применения технологий и их совершенствовании используя тепловые методы на опытных участках Ашальчинского месторождения. В дальнейшем планируется апробация технологий на гидродинамической модели для оценки экономической эффективности предполагаемого мероприятия и дальнейшего применения данного способа.

ЛИТЕРАТУРА

1.Бадамшин, Э.З. Оценка перспектив нефтеносности Мелекесской впадины и Усть- Черемшанского прогиба [Текст]Э.З. Бадамшин, Р.А. Батырбаева, В.П. Кокурников, В. С. Кузьмин, А.П. Кокурников Критерии 111 оценки перспектив нефтебитумоносности. Казань: издательство Казанского университета, 1989.- С.26-37.

2.Хафизов, Р. И. Совершенствование технологии добычи трудноизвлекаемых запасов нефти на базе геолого -фильтрационного моделирования [Текст] Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса. Уфа: РИЦ БашГУ, 2014 г. - ^р 179.

ОПТИМИЗАЦИЯ ВЫБОРА РАСТВОРИТЕЛЯ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ

ОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ OPTIMIZING THE CHOICE OF SOLVENT TO REMOVE ORGANIC DEPOSITS

И.А. Гуськова - д.т.н., доцент, профессор, зав. кафедрой РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт Д.М. Гумерова - старший преподаватель кафедры РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт Д.Р. Хаярова - к.т.н., доцент кафедры РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт

Irina A. Guskova - Doctor of Engineering Sciences, Professor, Head of Oil and Gas Fields Development Department, ASOI

Diljara M. Gumerova - Senior Teacher of Oil and Gas Fields Development Department, ASOI

Dinara R. Khayarova - PhD in Engineering, an associate professor of Oil and Gas Fields Development Department, ASOI

Представлена классификация методов предупреждения и удаления органических отложений, разработанная с учетом оценки влияния этих технологий на смежные подсистемы, индивидуальных технико-технологических характеристик объекта применения и физико-химических свойств взаимодействующих фаз.

The classification of methods for the prevention and removal of organic deposits, developed taking into account the assessment of the impact of these technologies on the adjacent subsystems, individual technical and technological characteristics of the object and the use of physical and chemical properties of the interacting phases.

Ключевые слова: растворитель, органические отложения, классификация, удаление, предупреждение, технология

Keywords: solvent, organic deposits, classification, removal, prevention, technology

В настоящее время известно большое количество методов борьбы с органическими отложениями, которые классифицируются на основе практических приемов удаления или предотвращения формирования отложений. Известна классификация методов по физико-механическим характеристикам взаимодействующих фаз, когда способы борьбы с отложениями парафина подразделяются на 3 группы, учитывающие [1]:

1 - растворимость парафина в нефти;

2 - структурно-механические свойства и прочность отложений;

3 - адгезию кристаллов парафина к поверхности и величину срывающих усилий со стороны потока.

Выбор метода предупреждения и удаления органических отложений будет оптимальным, если при этом учитывается экономическая эффективность и совместимость используемых технологий, их взаимовлияние и возможность комплексного решения нефтепромысловых проблем.

В работе [2] показано, что к факторам, определяющим технологическую эффективность применения композиций растворителей в условиях конкретного промыслового объекта, можно отнести начальный дебит и пластовое давление, т.е. геолого-физические условия.

Системный подход опирается на известный диалектический закон взаимосвязи и взаимообусловленности явлений в материальных системах и требует рассмотрения изучаемых объектов не только как самостоятельных систем, но и как элементов систем более высокого

ранга [3]. Такой подход требует, чтобы при выборе методов предупреждения и удаления органических отложений приоритетным было использование методов, оказывающих положительное влияние, или, как минимум, не оказывающих негативного влияния на функционирование нефтедобывающей системы в целом.

Учитывая вышеизложенное, классификация методов борьбы с органическими отложениями может быть представлена в следующем виде (таблица 1) [4].

Таблица 1 - Классификация методов предупреждения и удаления

органических отложений

Основание классификации Характерис-тика Детализация

По объекту применения Призабойная зона пласта Химические, тепловые, комбинированные методы удаления органических отложений

Скважинное оборудование Механические, тепловые, химические, комбинированные, комплексные методы предупреждения и удаления органических отложений

Оборудова-ние системы нефтесбора Механические, тепловые, химические, комбинированные, комплексные методы предупреждения и удаления органических отложений

По виду процесса Химические Применение индивидуальных растворителей, композиций растворителей, водных растворов ПАВ, органические смеси с добавкой ПАВ

Механические Применение скребков, поршней различных конструкций

Тепловые Использование электронагревателей, греющих кабелей

Комбинированн ые Применение сочетания методов: нагрев растворителей, водных растворов ПАВ, органических смесей.

Физические Электромагнитное, акустическое, вибрационное воздействие

По степени действия на систему в целом Нейтрального действия Не вызывает ни позитивных, ни негативных последствий для системы

Позитивного действия Оказывает положительное воздействие на функционирование системы в целом

Негативного действия Оказывает отрицательное воздействие на систему

По характеру проявления действия на систему Явный Проявляется открыто

Латентный (скрытый) Проявляется с течением времени

Таким образом, методы борьбы с отложениями парафина целесообразно выбирать на основе оценки влияния технологий предупреждения и удаления органических отложений на смежные подсистемы, индивидуальных технико-технологических характеристик отдельно взятого объекта применения, с учетом физико-химических свойств взаимодействующих фаз. В общем случае, метод борьбы с отложениями парафина является перспективным, если эффективно удаляет или предотвращает образование органических отложений, экономически оправдан и не оказывает негативного влияния на работу взаимосвязанных подсистем.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М, Недра, 1974. - 704 с.

2. Гуськова И.А., Хаярова Д.Р. Некоторые вопросы выбора эффективного растворителя для обработок призабойной зоны пласта. Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том X. Часть 1. - Альметьевск: АГНИ. - 2012. - С. 106-119.

3. Системный анализ и принятие решений в деятельности учреждений реального сектора экономики, связи и транспорта М.А.Асланов и др.; под ред. В.В.Кузнецова. - Москва: ЗАО «Издательство «Экономика», 2010. - 406 с.

4. Гуськова И.А. Разработка и развитие технологических решений проблемы формирования органических отложений в условиях эксплуатации техногенно измененных залежей нефти: Дисс. докт. техн. наук. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 2011. - 314 с.

ВЛИЯНИЕ СУЩЕСТВОВАНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО ДИНАМИЧЕСКОГО НАПРЯЖЕНИЯ СДВИГА НА КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ THE INFLUENCE OF EXISTENCE OF DYNAMICSHEAR STRESSLIMIT ON OIL

Р.Ш. Назмутдинов - аспирант, Альметьевский государственный нефтяной институт

Ruzal Sh. Nazmutdinov-postgraduate student, Almetevsk state oil institute.

При разработке нефтяных месторождений следует обратить внимание на проявления структурно-механических свойств нефти. Для месторождений с нефтями, которым свойственны неньютоновские свойства, необходимы иные формулировки расчета коэффициента извлечения нефти .

In the development ofoil fieldswe should paymore attentionto the manifestations ofstructural andmechanical properties of theoil. Foroil fields,which havenon-Newtonianproperties, different formulationsare necessaryfor calculatingoil recovery factor.

Ключевые слова: структурно-механические свойства, коэффициент извлечения нефти, неньютоновская жидкость, плотность сетки скважин.

Keywords:structural andmechanical properties, oil recovery factor, non-Newtonian fluid, well spacing.

В процессе разработки нефтяных месторождений в продуктивных пластах иногда образуются области неподвижных нефтей. Одной из причин, почему они формируются, является отклонение от закона Дарси при малых скоростях фильтрации жидкости из-за превышения сил межфазного взаимодействия над силами вязкого трения.

Влияние структурно-механических свойств (СМС) пластовых нефтей при фильтрации в пласте объясняется тем, что при невысоких скоростях фильтрации вязкость нефти резко возрастает. Такие аномалии могут объясняться образованием пространственной структуры, которое обуславливается наличием высокомолекулярных соединений, таких как парафины, смолы, асфальтены.

В данной работе мы оценилиразницу в коэффициенте извлечения нефти с учетом предельного динамического напряжения сдвига и без него. В данном исследовании все эксперименты были сделаны посредством симулятора TempestMore 7.0.5, которая позволяет создавать реалистичные сценарии добычи гибким способом. В данной программе неньютоновские свойства моделируются множителем динамической вязкости нефти (или его скорости) в указанных границах градиента пластового давления. В данном программном пакете параметр неподвижности ниже некоторого предельного значения перепада давления задается ключевым словом OVPG. Оно позволяет пользователю моделировать изменения в вязкости в виде функции от течения жидкости. Проявляется эффект типичного статического трения: нефть более вязкая, когда не движется и вязкость уменьшается по мере увеличения скорости движения. В модели для реализации данного эффекта используется экспоненциальная интерполяция:

где V-скорость движения нефти, мс, V0 - скорость нефти, при которой вязкость падает до значения 1е от своих максимальных значений, мс, дoil - вязкость нефти, Пам, дoil0 - начальная вязкость нефти, Пам, Foil - множитель вязкости, ед. Графически это выглядит как на рисунке 1.

Von = Voiio • ((Foil - 1) • exp + 1)

Рисунок 1. Зависимость вязкости неньютоновской жидкости от ее скорости движения

Были проведены исследования на примере бобриковского горизонта на множестве месторождений Урала-Поволжья для определения показателей накопленной добычи. Расчеты показали, что если не учитывать наличие предельного напряжения сдвига, то конечный коэффициент нефти в среднем будет больше на 7% чем с его учетом.

На практике часто бывает, что фактический КИН оказывается ниже планового и это отчасти происходит от того, что при расчетах не учитываются вязкопластические свойства нефти, а именно то, что вязкость нефти может оставаться очень высокой при условии, что на нее действует перепад давления ниже критического значения. Если представить, что месторождение имеет огромные запасы, то погрешность в семь процентов может привести к серьезным изменениям в сроках окупаемости некоторых проектов и доходах от них.

Как это уже известно, коэффициент нефтеизвлечения является одной из самых важных величин при разработке нефтяных месторождений. Оно состоит из двух составляющих в уравнении и находится как произведение коэффициента вытеснения и коэффициента охвата.

Коэффициент охвата напрямую связан с плотностью сетки скважин. Коэффициент нефтеизвлечения можно так же выразить таким образом:

п = а • е-аБП

Где A характеризует произведение коэффициентов вытеснения и заводнения, а - коэффициент пропорциональности, зависящий от коллекторских свойств пласта и насыщающих его жидкостей; S -плотность сетки скважин, Гаскв.

Логично предположить, что при одинаковой неоднородности пласта для залежей, течение жидкости которых подчиняется ньютоновским законам и для залежей, в которых не подчиняются, должны использоваться разные плотности сетки скважин для разработки залежей.

Если известно значение начального градиента сдвига нефти в пористой среде, который можно установить экспериментально по результатам гидродинамических исследований скважин [3] или в лабораторных условиях, можно рассчитать радиус зон дренирования r для каждой скважины и основываясь на этом рассчитать оптимальную плотность сетки скважин, необходимую для разработки каждого объекта.

Опираясь на труды [4] и результаты проведенных исследований, была выявлена формула для нахождения коэффициента а, соответствующей для неньютоновских жидкостей, которая позволит более точно определить коэффициент извлечения нефти:

а = 2.675 + 0.255 • Ур2 - 0.0272 • —, |Jeff = kostv • ym_1.

Где Vp - квадрат коэффициента вариации расчетной неоднородности, |jeff - эффективная вязкость, мПа - с, kostv -коэффициент Оствальда, m - показатель неньютоновского поведения, у - скорость сдвига, с-1.

Благодаря полученной формулировке уравнения при закладывании в проект ожидаемых величин КИН при расчетах возможно получать более приближенные к реальным значениям результаты.

ЛИТЕРАТУРА

1. А.В. Берлин, В.Г. Миронычев, В.Г. Васильев, Н.В. Зубов, Д.Е. Дерюшев, В.А. Юдин «Учет неньютоновских свойств нефти при гидродинамическом моделировании» Нефтяное хозяйство. - 2004. -№12. - с. 46-49

2. Басниев К. С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. - М.: Недра, 1993. - 416 с.

3. Бакиров И.М., «Совершенствование технологии заводнения при разработке нефтяных месторождений», дис. канд. техн. наук; ТатНИПИнефть; - Бугульма, 2003. - с. 106-108

ПРИМЕНЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ ПОЛИМЕРНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ DIFFERENT POLYMER INJECTION METHODS APPLICATION

К.Р. Рафикова - инженер отдела увеличения нефтеотдачи пластов, ТатНИПИнефть

Kamila R. Rafikova - enhanced oil recovery department engineer, TatNIPIneft

Указываются различия свойств различных типов полимеров и критерии подбора объектов воздействия при полимерном заводнении. Приводится краткое описание процессов, происходящих в пласте при вытеснении нефти с помощью полимерных композиций.

Рассматривается опыт применения модифицированных полимерных систем на примере месторождений ОАО «Татнефть»

Differences between polymer types and criterias of appropriate flooding object defining are specified. Brief description of reservoir mechanisms during the polymer flooding is considered.Experience of modified polymer compositins implementation in different oil production regions is analysed.

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи, вытеснение нефти, полимеры, проницаемостная неоднородность.

Key words: enhanced oil recovery methods, oil replacement, polymers, reservoir heterogeneity.

К настоящему времени в мировой практике освоены и применяются в промышленных масштабах множество МУН, позволяющих повысить степень извлечения нефти, снизить темпы падения добычи и, как следствие, продлить эксплуатацию месторождений.

В связи с ростом доли трудноизвлекаемых запасов перспективными являются исследования для создания эффективных физико-химических МУН, которые позволяют извлекать не только неизменную (подвижную) часть запасов путем повышения охвата пласта, но и воздействовать на остаточные запасы, увеличивая реальный коэффициент извлечения нефти [1].

На сегодняшний день традиционные запасы практически истощены, поэтому актуальным становится поиск эффективного экономически целесообразного способа разработки нефтеносных низкопроницаемых пластов.

На вытеснение подвижной части оставшейся в пласте нефти направлено полимерное заводнение, способствующее снижению подвижности и перенаправлению потока закачиваемого флюида. Сущность метода заключается в изменении соотношений подвижностей вытесняющей жидкости и пластовой нефти вследствие увеличения вязкости закачиваемой воды за счет содержания в ней высокомолекулярных полимеров. Увеличение вязкости и снижение подвижности воды способствуют выравниванию фронта вытеснения, замедляя его продвижение в высокопроницаемых зонах, уменьшая вязкостное языкообразование. Чаще всего в процессах воздействия на пласты и призабойную зону скважин применяют следующие виды полимеров: полиакриламиды, эфиры целлюлозы и биополимеры [2].

Молекула гидролизованного полиакриламида представляет собой цепочку мономеров. При этом молекулярная масса полимера определяет вязкость раствора, а содержание анионных компонентов (звеньев акриловой кислоты) - определяет растворимость в воде. К биополимерам, промышленно выпускаемым для процессов нефтяной промышленности, относятся, в первую очередь, ксантановые. Они являются продуктом жизнедеятельности бактерий вида

Xantamonascampestris. Отличительной особенностью биополимеров от полиакриламидов является их большая соле- и термоустойчивость [3].

При традиционном полимерном воздействии в пласт закачивается полимерный раствор. При больших различиях проницаемостей в неоднородных коллекторах полимерный раствор может преимущественно попасть в высокопроницаемые каналы. Более эффективной в таких случаях является закачка сшитых полимерных систем (СПС). Сущность метода с применением СПС заключается в следующем: к раствору полиакриламида добавляют небольшое количество (сотые доли процента) сшивающего агента, под действием которого происходит структурирование («сшивка») макромолекул полимера в пористой среде с образованием геля в зонах высокой проницаемости пласта или трещинах, куда в основном проникает СПС при закачке в скважину.

Путем снижения концентрации полимера и сшивателя в определенном соотношении были разработаны технологии модифицированного полимерного воздействия, при этом композиция приобретает микрогелевую структуру. Воздействие в данном случае при высокой проницаемостной неоднородности пластов наиболее эффективно. Величины образующихся микрогелевых частиц могут быть с помощью подбора концентраций полимера и сшивателей адаптированы таким образом, чтобы превышать средние размеры поровых каналов и эффективно создавать фильтрационные сопротивления в необходимых зонах пласта.

На сегодняшний день известны различные виды полимерных микрогелей (микрогелевых композиций): формирующиеся в пластовых условиях (коллоидно-дисперсные гели - КДГ), формирующиеся на поверхности, чувствительные к температуре пласта (BrightWater) и микрогели, чувствительные к pH. Широко распространены в мировой нефтяной промышленности коллоидно-дисперсные гели. Получают их путем взаимодействия полимера и сшивающего агента (цитрата алюминия) [11].

Среди применяющихся в Татарстане технологий следует отметить технологию на основе капсулированных полимерных систем - МГС-К.

Данная технология является одной из последних разработок института «ТатНИПИнефть» в области увеличения нефтеотдачи пластов. Технология является эффективной в условиях высокой обводнённости добывающих скважин и рекомендуется для применения в неоднородных по проницаемости и многопластовых терригенных и карбонатных коллекторах порового типа [13].

Технология на основе капсулированных полимерных систем промышленно применяется на месторождениях ОАО «Татнефть» с 2012 г. Основным используемым в технологии способом воздействия на пласт является закачка подвижной микрогелевой полимерной системы с ПАВ,

что обеспечивает как увеличение коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата. Для участков, имеющих выраженную проницаемостную неоднородность и высокую приемистость, используется предварительная закачка гелеобразующей композиции, блокирующей обводненные высокопроницаемые интервалы для переадресации нефтевытесняющеймикрогелевой системы и закачиваемой воды в менее промытые зоны пласта. Присутствие ПАВ в микрогелевой подвижной композиции приводит к увеличению смачиваемости поверхности породы менее проницаемых интервалов, что повышает подвижность нефти.

В общей сложности за период применения на месторождениях ОАО «Татнефть» было осуществлено 226 обработок участков нагнетательных скважин и получено дополнительно порядка 328 тыс. т нефти. В настоящий момент времени на многих обработанных участках эффект от воздействия продолжается.

Основная задача оценки технологической эффективности метода увеличения нефтеотдачи пластов заключается в определении дополнительно добытой нефти в период воздействия технологии. Увеличение давления закачки и достигнутое при этом снижение приёмистости косвенно свидетельствуют об успешности скважино-операций по закачке композиции.

Хотя споры, касающиеся механизма воздействия и преимуществ по сравнению с другими физико-химическими методами повышения нефтеотдачи, продолжаются, методы на основе полимерных композиций продемонстрировали высокую эффективность на примере множества месторождений. Поэтому глубинные процессы и механизмы работы полимерных композиций в пластовых условиях нуждаются в дальнейших подробных исследованиях.

ЛИТЕРАТУРА

1. Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта http:www.petros. ru. - НИК Петрос.- 2010.

2. Муслимов, Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности [Текст]: Учебное пособие. - Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005.-688 с.

3. Ибатуллин, Р. Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений [Текст]. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011.-304 с.

4. TIORCO capabilities and overview http:www. oilproduction. net

5. Инструкция по технологии закачки полимерных гелеобразующих и микрогелевых составов для увеличения нефтеизвлечения (технология МГС-К) [Текст]: РД 153-39.0-874-14: утв. ОАО «Татнефть» 27.10.2014: ввод в действие 14.11.2014 сроком досроком до введения нового документа. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 1988.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ A REGULATION OF HORIZONTAL WELLBORE INFLOW PROFILE USING PRODUCTION STIMULATION TECHNOLOGY Маннанов И.И. - к.т.н., доцент кафедры РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт

Гарипова Л.И. - к.т.н., доцент кафедры РиЭНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт

Mannanov I.I., PhD in Engineering, Associate professor of the chair «Development and operation oil and gas fields», Almetyevsk State Oil Institute

Garipova L.I., PhD in Engineering, Associate professor of the chair «Development and operation oil and gas fields», Almetyevsk State Oil Institute

Авторами работы изучаются проблемы, связанные с неравномерностью притока по горизонтальному стволу скважины. На основании изучения характеристики притока по горизонтальному стволу и данных опытно-промышленных работ по воздействию на горизонтальные стволы скважин обосновывается выполнение мероприятий по интенсификации добычи.

The authors study the problems connected with uneven inflow along the horizontal wellbore. Based on a characteristics study of horizontal wellbore inflow and pilot projects data by horizontal wellbores impact is justified the measures implementation for production stimulation.

Ключевые слова: горизонтальная скважина, профиль притока, неоднородность пласта, техногенное воздействие, интенсификация добычи, выработка запасов

Keywords: horizontal well, inflow profile, heterogeneity of a layer, technological impact, intensification of production, regulation reserves

Одним из концептуальных направлений совершенствования разработки нефтяных месторождений является применение горизонтальных и многозабойных скважин (ГС и МГС). Несмотря на неоспоримые преимущества, эксплуатация горизонтальных стволов связана с рядом нерешенных задач:

- фактическая производительность ГС оказывается существенно ниже прогнозной, определенной по известным аналитическим зависимостям или в результате гидродинамического моделирования;

- данные профилеметрии в неоднородном пласте показывают, что вдоль ствола ГС формируется неравномерный профиль притока флюида с чередованием зон высокой и низкой приточности.

Зачастую большая часть горизонтального ствола скважины вообще не работает. Авторами работы по данным геофизических исследований горизонтальных скважин, разрабатывающих карбонатные коллектора

промысловых объектов ОАО «Татнефть», изучена характеристика неравномерности притока из горизонтального ствола.

Рисунок 1 - Доля работающей длины горизонтальных скважин по данным

геофизических исследований

По данным рисунка можно отметить, что суммарная приточная область горизонтального ствола скважины значительно меньше пробуренной. Результаты исследования свидетельствуют, что доля приточной части горизонтального ствола на более чем 83% скважин составляет менее 60%, что означает неэффективность использования пробуренного ствола скважин.

Причинами низкой фактической производительности ГС и неравномерности профиля притока флюида являются природная фильтрационная неоднородность пласта, а также техногенные факторы, проявляющиеся в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважины.

Специфику техногенного воздействия на пласт в горизонтальной скважине определяют следующие факторы:

- более продолжительное время взаимодействия бурового раствора с продуктивным пластом;

- существенная изменчивость природных фильтрационных свойств продуктивного пласта вдоль ствола горизонтальной скважины;

- сложные и интенсивные деформационные процессы на этапе бурения и освоения горизонтальной скважины;

- влияние силы гравитации и анизотропии коллектора, обуславливающих формирование несимметричной зоны проникновения бурового раствора в пласт;

- близость кровли или подошвы пласта.

0-20 20-40 40-60 60-80 80-100

Отношение работающей длины к общей длине горизонтального ствола, %

Пример неэффективной работы горизонтального ствола можно проследить по динамике работы скважины 8261 Г. Начальный дебит составлял 5,5 тоннсут. В процессе эксплуатации дебит уменьшился до 3 тоннсут, при этом продолжительность работы в данном режиме составила более 4 лет.

-¦-дебит нефти, тсут -«-дебит жидкости, м3сут -*-обводненность, %

Рисунок 2 - Динамика работы скважины 8261Г

По данным рисунка можно отметить, что потенциал скважины до применения кислотного воздействия не был реализован, т.к. дебит горизонтальной скважины был сопоставим с дебитом вертикальной. Применение ОПЗ позволило увеличить объем добычи до 7 тоннсут.

Основываясь на анализе экспериментальных, теоретических и промысловых данных, можно сделать вывод, что вокруг горизонтальной скважины образуется околоскважинная зона со сложными геометрией и распределением физических параметров, которые меняются по длине ствола. Применение технологий интенсификации добычи позволяет успешно решать задачу регулирования притока по горизонтальному стволу скважины.

ЛИТЕРАТУРА

1.Маннанов И. И. К вопросу возможности регулирования отбора по горизонтальному стволу скважины (статья) Материалы всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовый комплекс: образование, наука и производство» 14-18 апреля 2014 г. Часть I. - Альметьевск: Типография АГНИ, 2014

ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕМПА ЗАКАЧКИ ПАРА И ВРЕМЕНИ ТЕРМОКАПИЛЯРНОЙ ПРОПИТКИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ ПАРОЦИКЛИЧЕСКИХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АШАЛЬЧИНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ INFLUENCE OF STEAM INJECTION RATE AND CAPILLARY TREATING TIME ON THE PERFORMANCE OF CYCLIC STEAM WELLS IN AHSLCHINSKOYE FIELD

Д.К. Шайхутдинов - аспирант, Альметьевский государственный нефтяной институт, инженер, ТатНИПИнефть

А.Т. Зарипов - к.т.н, первый заместитель директора, ТатНИПИнефть

Damir K.Shaikhutdinov - graduate student, Almetyevsk State Petroleum Institute, an engineer, JSC Tatneft them. V.D. Shashin Institute TatNIPIneft; Azat T. Zaripov -Ph.D., Deputy Director, JSC Tatneft them. V.D. Shashin Institute TatNIPIneft

Опыт разработки залежи высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения показал возможность эффективного освоения участков с большой нефтенасыщенной толщиной по технологии парогравитационного дренирования [ 1 ].В то же время, данная технология имеет ряд ограничений, основные из которых -значительные потери тепла при толщине пласта менее 10 м, малые удельные запасы, что не позволяет применять его в малых толщинах. Выработка запасов краевых зон с малыми толщинами требует иного технического решения, одним из которых является бурение одиночных в вертикальном разрезе горизонтальных скважин и их эксплуатация в режиме пароциклического воздействия.

Experience in developing high-viscosity oil deposits of Ashalchinskoye field showed the possibility of effective development of areas with a high net pay thickness by steam assisted gravity drainage technology [ 1 ]. At the same time, this technology has several limitations, most important of which - a significant loss of heat reservoir with a thickness of less than 10 m, the specific small stocks, which makes its use in small thicknesses. Development of stocks edge zones with small thickness requires a different technical solutions, one of which is a single drilling in the vertical section of horizontal wells and their operation in the mode of cyclic steam exposure.

Ключевые слова: парогравитационный дренаж, пароциклическая обработка, сверхвязкая нефть, моделирование пластовых процессов, темп закачки пара

Keywords: SAGD, cyclic steam process, heavy oil, reservoir modeling, steam injection rate

Одной из сложных и актуальных задач топливно-энергетического комплекса России в настоящее время является вовлечение в разработку запасов высоковязкой нефти. На сегодняшний день самым

распространенным методом разработки месторождений высоковязкой нефти является закачка пара.

В настоящее время в опытно-промышленной эксплуатации по технологии пароциклического воздействия низкого давления находится ГС № 15078, пробуренная в интервале нефтенасыщенных толщин 7,610,0 м (средняя по участку - 8,9 м). Средний дебит нефти в шестом цикле - 9,6 тсут., максимальный -15,3 тсут. Средний за все шесть циклов дебит составил 5,5 тсут. Добыча нефти от цикла к циклу возрастает по мере постепенного повышения средней температуры в окрестности скважины и увеличения радиуса прогретой зоны [ 2 ].Введены в эксплуатацию еще 10 пароциклических скважин. В процессе промышленной реализации на Ашальчинском месторождении технологии пароциклической обработки одиночных горизонтальных скважин появилась необходимость в определении оптимальных объемов закачки пара и определении оптимального темпа его закачки в горизонтальные скважины.

С целью изучения эффективности работы пароциклических скважин были выполнены расчеты на секторных моделях, описывающих геологические условия Ашальчинского месторождения.

Одним из первоочередных параметров, необходимых для обеспечения оптимальных показателей разработки при промышленном внедрении технологии пароциклической обработки является время термокапилярной пропитки - простоя горизонтальной скважины с момента остановки закачки до момента начала добычи. От времени термокапилярной пропитки зависит сколько внесенного в пласт тепла будет передано в окружающие породы и сколько будет отобрано обратно в процессе добычи с разогретой продукцией. Если рассматривать изменение накопленной добычи нефти первого цикла пароциклической обработки в зависимости от продолжительности термокапилярной пропитки, то видно, что наибольшая добыча нефти достигается при запуске скважины на отбор через 15, 20 и 25 дней для вариантов с закачкой 1000, 1500 и 2000 т пара соответственно на 100 м длины ГС. Момент оптимального включения скважин на добычу соответствует температуре призабойной зоны 120 оС.

Рассмотрим влияние скорости внесения тепла в пласт различного объема пара на время оптимальной пропитки. Так, при закачке 1500 т пара (на 100 м длины ГС) с разными темпами, во время цикла отбора из пласта вместе с добываемой продукцией может быть извлечено различное количество тепла. Расчеты показали, что с увеличением темпа закачки возрастает объем отобранной доли тепла в процессе добычи, что ведет к снижению эффективности эксплуатации пароциклической скважины. При этом накопленная добыча нефти с увеличением темпа закачки пара сперва растет, а затем снижается. То есть, медленный темп закачки пара не позволяет разогреть пласт до

температуры, необходимой для извлечения максимального количества нефти.

• Гидродинамические расчеты подтвердили необходимость оптимизации пароциклических обработок на скважинах с определением времени термокапилярной пропитки и темпов закачки пара в пласт.

• Установлено, что увеличение темпа закачки теплоносителя до определенного значения может оказывать положительный эффект, после чего дальнейшее увеличение темпа закачки влияет прямо противоположно.

• Снижение времени термокапилярной пропитки приводит к преждевременному отбору теплоносителя из пласта и снижает эффективность закачки пара. При слишком длительной остановке скважин наблюдается остывание пласта, что не позволяет добыть максимальное количество нефти.

• Для геологических условий Ашальчинского месторождения, описанных в работе, авторы считают оптимальным темпом закачки пара 16 тсут на 100 м длины ГС и времени термокапилярной пропитки в 20 дней. При этом накопленный объем закачки пара за цикл составил 1500 т на 100 м длины скважины. При закачке 1000 т и 2000 т пара оптимальный темп закачки составляет 20 тсут, а время термокапилярной пропитки равно 15 и 25 дням соответственно.

• Увеличение темпа закачки теплоносителя может оказывать как положительное, так и отрицательное влияние на процесс термокапилярной пропитки и на КПД технологии в целом.

ЛИТЕРАТУРА

1. Зарипов А. Т. Развитие системы разработки и опыт пилотных работ ОАО «Татнефть» по добыче сверхвязкой нефти паротепловым воздействием Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии: материалы Междунар. науч.-практ. конф., г. Казань, 4-6 сент. 2013 г. - Казань : Фэн, 2013. - С. 65-69.

2. TakhautdinovSh., IbragimovN., KhisamovR., IbatullinR., AmerkhanovM., ZaripovA.Modern SAGD Technology - From Modeling to Field Monitoring World Heavy Oil Congress, 5-7 March 2014, New Orleans, Louisiana, USA. -New Orleans, 2014. - WHOC14 - 257.

Секция 1.3 Бурение нефтяных и газовых скважин

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ КОМПОНОВКИ НИЗА

БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ С ДОЛОТОМ PDC FIELD TESTS THE BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PDC BITS

А.Ф. Шайхутдинова - аспирант кафедры БНГС, Альметьевский государственный нефтяной институт

Л.Б. Хузина - д.т.н., профессор, заведующая кафедрой БНГС, Альметьевский государственный нефтяной институт

Aliya F. Shaikhutdinova - post-graduate Student, Almetyevsk State Petroleum Institute Liliya B. Khuzina - Professor, Head of the Department «Drilling Oil and gas wells», Almetyevsk State Petroleum Institute

В статье предложена компоновка низа бурильной колонны (КНБК), состоящая из долота PDC (Polycrystalline Diamond Cutter) , скважинного осциллятора, винтового забойного двигателя, телесистемы и бурильных труб. Включенный в КНБК скважинный осциллятор позволяет усилить динамическую составляющую осевой нагрузки на долото, благодаря низкочастотным колебаниям промывочной жидкости, достигающим забоя скважины, а долото PDC образуют ровную цилиндрическую горную выработку. Приведены результаты опытно-промысловых испытаний предлагаемой компоновки. Подробно описаны условия проведения промысловых испытаний. Представлены данные по опытной и оценочным скважинам, пробуренным в идентичных горногеологических условиях с включением в компоновку осциллятора и без него.

Ключевые слова: компоновка низа бурильной колонны, долото PDC, механическая скорость, проходка

Keywords: bottom hole assembly, bit PDC, mechanical speed, penetrant

В настоящее время с каждым годом неуклонно увеличивается число наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Так, по данным ОАО «Татнефть» в 2012г. было пробурено 23 горизонтальные скв., в 2013 -60 скв., а за 10 мес. 2014 г. эта цифра составила 73. ОАО «Татнефть» намерено довести долю ГС до 70% от общего объема бурения [1], в связи с эти необходимо учитывать особенности их бурения.

Следует отметить, что стоимость 1 метра проходки скважины связана с механической скоростью, преобладающее влияние на которую

оказывает ресурс долота. Буровые долота составляют всего лишь небольшую долю от общей стоимости скважины, но являются основным компонентом, влияющим на снижение стоимости строительства скважин. Время, необходимое для бурения скважины, напрямую зависит от рационального подбора долота и от продолжительности его работы до износа [2].

В настоящее время большую популярность завоевывают долота типа PDC (Polycrystalline Diamond Compact), вытесняя при этом шарошечные долота. Долота PDC положительно зарекомендовали себя и показали хорошие результаты при разбуривании однородных мягких и средней твердости горных пород в Западной, Восточной Сибири, Якутии. В настоящее время делаются попытки использования их в крепких и трещиноватых породах [3,4]. Однако ресурс долот PDC не до конца изучен.

На кафедре бурения нефтяных и газовых скважин АГНИ была разработана компоновка низа бурильной колонны (КНБК) с усиленной динамической нагрузкой на долото PDC (рис.1), которая состоит из бурильного долота PDC, наддолотного осциллятора, винтового забойного двигателя, телесистемы, бурильных труб. Разработка имеет патент РФ на полезную модель [5].

ТБПВ Толосистомо ВЗД Машинный осциллятор Долото PDC

Рис. 1 Компоновка низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото PDC при бурении наклонно-направленных скважин и

горизонтальных скважин

При применении вышеприведенной КНБК продольные низкочастотные колебания промывочной жидкости, достигающие забоя скважины, усиливают динамическую составляющую осевой нагрузки на долото PDC и способствуют более эффективному разрушению горных пород. Малоамплитудные продольные колебания снижают силы трения бурильного инструмента о стенки скважины, тем самым способствуя дохождению осевой нагрузки на долото [6].

С целью определения влияния компоновки на основные технико-экономические показатели бурения были проведены промысловые испытания. КНБК испытывалась на скв. №6053 Шереметьевского месторождения ОАО «Татнефть». Бурение скважины велось буровой установкой БУ - 2000125 ЭБМ. Для подачи промывочной жидкости (техническая вода) применяли буровые насосы БРН-1, осевая нагрузка

на долото составила 9-10т. Для бурения скважины использовали винтовой забойный двигатель ДРУ172, долото PDC215,9. Опытное бурение проводилось в интервале в интервале 305-800 м, геологический разрез сложен твердыми и крепкими породами. Проектная глубина скважины составила 1115м. В процессе бурения контролировались такие параметры как механическая скорость бурения, проходка на долото, осевая нагрузка на долото, давление промывочной жидкости, расход промывочной жидкости. Для оценки эффективности данной компоновки был выполнен сравнительный анализ результатов бурения соседних скважин без применения осциллятора в аналогичных геолого-технических условиях на том же месторождении. Результаты опытного бурения с применением предлагаемой КНБК приведены в таблице 1.

Проведенные промысловые испытания выявили, что проходка на опытной скважине на долото возросла в среднем на 35%, а механическая скорость - на 21% по сравнению с бурением соседних скважин в аналогичных геолого-технических условиях. Осциллятор проработал без аварий и осложнений и показал хорошую работоспособность и надежность. После проведения промысловых испытаний осциллятор был в рабочем состоянии, износ деталей незначительный, менее 5%.

Таким образом, выявлено, что применение предлагаемой компоновки низа бурильной позволяет эффективно использовать ее совместно с долотами PDC, увеличивая механическую скорость бурения, проходку и динамическую нагрузку на долото, сокращая количество поломок забойного инструмента, исключая подвисание инструмента, улучшая управляемость КНБК.

Таблица 1 . Сравнительные данные применения КНБК на скважинах в аналогичных геолого-технических условиях с применением скважинного осциллятора и без него

Площадь Стратиграф ия Крепкость пород Расход пром. жидкост и, лс Давление на стояке, атм Нагрузка на долото, т Тип промыв очной жидкост и Номер скважины Интервал применен ия, м Проходка на долото , м Механиче ская скорость бурения, м ч КНБК

Шереметьевское месторождение Нижнеперм ский Твердые 20-32 техниче ская вода Скважина, пробуренная с применением осциллятора

Верхний карбон Твердые 85-90 9-10 6053 305-800 495 30,8 ^^215,9БТ77^МА-013(новое)+Осциллятор+ДР172№4436( новое)+центратор 212+75мУБТ(178)+18м(ЛБТ)+би

Мячковский Крепкие

Подольский Крепкие Скважины, пробуренные без применения осциллятора

Башкирский Крепкие 85-90 10-12 6041 685-921 236 21,6 215,9 БТ6^МА- 009№0010213(новое)+калибратор213+ ДР-195№1295 (новое)+центратор212+75мУБТ+би

Верейский Средние

80-90 6-9 6031 328-650 322 21 (PDC)215,9 БТ7716МР№0011113(новое)+ДР172№5 17 (новое)+центратор212+75мУБТ+би

100-115 10-13 6044 495-712 217 24 (PDC)215,9 БТ7616МА-609№0011113(новое)+ ДРУ172№3375(50110ч)+ центратор212 +75мУБТ(178)+би(114)

Среднее значение (оценочное) 259 22

ЛИТЕРАТУРА

1. URL: http:www.tatneft.rupress-tsentrpress-relizimore3676?lang=ru

2. Мавлютов М.Р. Разрушение горных пород при бурении скважин. - М.: Недра. 1978 .- С.215

3. Чулкова В. В. Повышение эффективности процесса бурения за счет применения долот с поликристаллическими алмазными резцами (PDC) 10 Международная конференция «Новые идеи в науках о Земле». Москва, 12-15 апреля, 2011: Доклады. Т.2. М.: Экстра-Принт. 2011, с. 320. Рус.

4. М.В. Гавриленко, И.Н.Некрасов, М.М. Мухаметшин, Л.В. Морозов и др.Совершенствование и разработка долот для бурения высокотехнологичных скважин ОАО «Волгабурмаш»: 60 лет работы в нефтегазовой отрасли Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник». 2008. №2

5. Патент №126748 U1 RU, Е21В708. Компоновка низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото. Л. Б. Хузина, А.Ф. Шайхутдинова, Р.Х. Фаткуллин, А.А. Мухутдинова, Э.А Теляшева (Россия) - № 201214610603; Заявлено 29.10.2012; опубл. 10.04.2013, Бюл. №10.

6. Хузина Л.Б., Любимова С.В. Теоретические основы работы скважинного осциллятора Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года: Альметьевск. АГНИ. - 2010. - С.52-55.

НОВЫЙ ВЗГЛЯД НА ВЫБОР БУРОВОГО РАСТВОРА ПРИ БУРЕНИИ

ВЫСОКОПЛАСТИЧНЫХ ПОРОД A NEW LOOK AT THE CHOICE DRILLING MUD DURING DRILLING

HIGH DUCTILITY ROCKS

Р.А. Усманов - к.т.н., директор ООО «СБК-Техносервис»

Л.Б. Хузина - д.т.н., профессор, заведующая кафедрой БНГС,

Альметьевский государственный нефтяной институт

С.И. Голубь - ст. преподаватель кафедры БНГС, Альметьевский

государственный нефтяной институт

Ruslan A. Usmanov - Ph.D., Director of «SBC-Technoservice»

Lylia B.Huzina - Professor, Head of Department BNGS, Almetyevsk State Petroleum Institute

Svetlana I. Golyb - senior lecturer Department BNGS, Almetyevsk State Petroleum Institute

Бурение наклонно-направленных скважин сопровождается осложнениями в виде осыпей и обвалов. На устойчивость стенок скважин в гидравлически связанной системе «скважина-пласт»

существенное влияние оказывает характер физико-химического взаимодействия бурового раствора с горной породой.

В статье рассматривается новый эффективный подход к выбору буровых растворов, который определяется комплексным воздействием на разупрочненные горные породы. Приводятся первые результаты исследований пластифицирующего высокоингибированного бурового раствора.

Drilling directional wells accompanied by complications in the form of talus and landslides. Formation of the barrel in the construction of deep wells due to the processes and phenomena occurring in hydraulically coupled system «well-formation» In this system, the stability of the walls of the wells is significantly affected by the nature of the physico-chemical interaction of the mud with the rock.

The article deals with new and effective approach to the selection of drilling fluids, and it is determined by a complex effect on softening the rocks. The first results of studies of the plasticizing vysokoingibirovannogo mud.

Ключевые слова: пластификация, ингибирование, комплексные воздействия, набухание, кыновские аргиллиты.

Keywords: plasticization, inhibition, complex effects, swelling, kynovskie mudstones.

Одним из приоритетных направлений по интенсификации эксплуатационных работ на нефть на территории Ромашкинского месторождения является строительство скважин со значительным отклонением от вертикали [1]. Так как, кыновские аргиллиты являются породами-покрышками девонских отложений и вскрывают их под углом 65-800, то возникают проблемы, связанные с потерей устойчивости породы, увеличением объема ствола скважин, что приводит к осложнениям - осыпям и обвалам [2].

Основными типами буровых растворов, применяемых при бурении разупрочненных активных горных пород являются:

- нейтральные промывочные жидкости (РУО, инвертные эмульсии). Применяются они при бурении в высокопластичных, склонных к набуханию, и относительно больших интервалах активных горных пород;

- ингибированные промывочные жидкости: вскрытие в ингибированной среде, позволяющее замедлить процессы диспергирования (KClPolymer), гипсоизвестковый (ООО «Миррико»), Premium Gel (ООО «Бентотехнологии», ООО «Татбуррастворы»), Мультибур (ООО «Буринтех»). Данные жидкости применяются при бурении в активных текучих горных породах с максимальной степенью набухания.

Поскольку применение РУО на сегодняшний день не в полной мере соответствует экологическим условиям и экономическим аспектам, то находят применение стандартные полимерные растворы с разной степенью ингибирования.

Однако, при бурении в разупрочненных горных породах превалирующую роль играют: механический фактор (угроза обрушения целого пласта при недостаточном противодавлении), эрозия от физического воздействия промывочной жидкости и работы долота.

Поэтому, для решения проблем необходим комплекс воздействия:

1) пластификация (при котором все кулоновские силы, связывающие частицы глины, переходят в ионные);

2) Ингибирование в два этапа:

- капсулирование ингибиторами-гидрофобизаторами, при котором идет заполнение микротрещин, оставшихся после уплотнения (каналы которых способны потенциально увеличиваться в размерах);

- упрочнение ингибиторами-гелями, при котором идет сшивание структуры горной породы с основным кальциевым и натриевым связующим.

С целью решения данных задач в Альметьевском государственном нефтяном институте (АГНИ) была разработана новая рецептура бурового раствора [4].

Проводились исследования разработанного в АГНИ бурового раствора на тестере продольного набухания пород компании OFFITE в динамическом режиме.

В процессе исследования набуханию подвергались 4 образца аргиллитов в контакте с 2 типами промывочных жидкостей, то есть, 2 ячейки с водой (вода (1), вода (2)), 2 ячейки с исследуемым буровым раствором (раствор АГНИ(1), раствор АГНИ (2)), всего было выполнено 4 опыта и получены 4 кривых набухания. Кривые набухания представлены на рисунке 1.

О 24 48 72 96 120 144 1(58 192 216 240 264 288 312 336 360 384 408 432 456

» вода ¦ раствор АГНИ -»-вода (1)

• • вода (2) -» раствор АГНИ (!)-«-¦ раствор АПШ (2)

кинетика набухания кыновских аргиллитов в различных средах

Рис. 1. Кинетика набухания

По результатам проведенных исследований и характера поведения кривых на рис. 1 были сделаны следующие выводы:

1. На начальном этапе, где время нахождения образца горной породы в исследуемом растворе составляет 120 часов, наблюдается изменение объема набухания до 6%, которое, вероятнее всего, объясняется процессом высокой степени адсорбции и проявлением ярко выраженного процесса пластификации.

2. Поведение кривой, соответствующее времени от 120 до 168 часов, определяет проявление ингибирующего эффекта, т.е. после стадии ионного обмена происходит ингибирование. Достигается он значительно быстрее по сравнению с другими типами растворов [5].

3. Величина набухания (10-11%) в исследуемом буровом растворе значительно ниже, чем в пресной воде, в пластовой девонской воде, в глинистом и полимер-глинистом растворах [5].

Таким образом, первые результаты лабораторных исследований позволяют сделать вывод о том, что разработанный в АГНИ и исследуемый новый тип бурового раствора является комплексным, что проявляется процессами пластификации и ингибирования.

Пластифицирующий высокоингибированный буровой раствор экологически безопасен, в процессе строительства скважин скважин позволяет в течение длительного времени остановить реакции разупрочнения, сохранить устойчивость стенок скважины, таким образом предупредить разрушение нефтесодержащих пластов, то есть раствор может быть рекомендован к применению при вскрытии разупрочненных, склонных к эрозии и обрушению, истощенных горных пород.

ЛИТЕРАТУРА

1. Гайдаров М.М.-Р. Устойчивость глинистых пород при строительстве скважин: обзорн. Информ. М.М.-Р. Гайдаров, Д.Г. Бельский, Д.В. Изюмченко и др. - М.: Газпром ВНИИГАЗ. - 2014. - 100с.

2. Логинова В.Н. Литология кыновской свиты востока Татарии и некоторых прилегающих к ней районов. Известия Казанского филиала Академии наук СССР. Серия геологических наук - 1957. - №4. - С.53-73.

3. Шарафутдинова Р.З., Ишбаев Г. Г. Буровые растворы для строительства скважин в глинистых горных породах. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2014. - 192с.

4. Заявка на патент №201414265820. Полимер-эмульсионный буровой раствор. Хузина Л.Б., Голубь С.И., Усманов Р.А. Дата приоритета: 22.10.2014г.

5. Нуртдинова Г.Н., Мусин К.М., Каримов М.Ф. Исследование физико-механических свойств кыновских аргиллитов. Сборник научных

трудов ТатНИПИнефть. Выпуск №LXXX. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». -2012. - С.68-74.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ РАЗОБЩЕНИЯ

ПЛАСТОВ ПРОФИЛЬНЫМИ РАСШИРЯЕМЫМИ ОБСАДНЫМИ

IMPROVEMENT OF ENGINEERING AND TECHNOLOGY ZONAL ISOLATION SPECIALIZED EXPANDABLE CASING

А.А. Залятдинов - аспирант кафедры БНГС, Альметьевский государственный нефтяной институт

Albert A. Zalyatdinov - post-graduate Student, Almetyevsk State Petroleum Institute

Бурение нефтяных и газовых скважин является трудоемким, очень сложным процессом, при котором встречаются всевозможные осложнения. Наиболее распространенное - поглощение бурового раствора. При бурении скважин до 12% времени занимает борьба с поглощениями. При этом до 60% материалов и времени затрачивается на изоляцию трещиноватокавернозных пластов с высокой интенсивностью поглощения, которые составляют всего 10% от общего числа изолируемых зон поглощений. Использование перекрывателей со сварными и резьбовыми соединениями профильных труб полностью решило проблему изоляции зон поглощения бурового раствора независимо от их толщины, кавернозности ствола скважины и интенсивности поглощения.

Drilling oil and gas wells is time consuming, very complex process in which there are all sorts of complications. The most common - the absorption of the fluid. During the drilling of wells up to 12% of the time takes control of acquisitions. In this case, up to 60% of materials and time spent on insulation treschinovatokavernoznyh seams with high intensity absorption, which make up only 10% of the total number of isolated areas of acquisitions. The use of liners with welded and threaded connections shaped tubes completely solved the problem of isolation of lost circulation zones, regardless of their thickness, cavernous hole and the absorption intensity

Ключевые слова: Наклонно-направленные и горизонтальные скважины, поглощения плашки с резцами PDC, профильный перекрыватель, расширитель раздвижной РРМ 216240

Keywords: Directional and horizontal wells, absorption, die cutters with PDC, profile liner, sliding expander PPM 216240

раствора. При бурении скважин до 12% времени занимает борьба с поглощениями. При этом до 60% материалов и времени затрачивается на изоляцию трещиноватокавернозных пластов с высокой интенсивностью поглощения, которые составляют всего 10% от общего числа изолируемых зон поглощений. Использование перекрывателей со сварными и резьбовыми соединениями профильных труб полностью решило проблему изоляции зон поглощения бурового раствора независимо от их толщины, кавернозности ствола скважины и интенсивности поглощения. В Татарстане, Башкортостане, Удмуртии, Самарской, Оренбургской областях полностью исключено применение промежуточных обсадных колонн для изоляции этого вида осложнения.

После первого применения в конце 70-х годов метод локального перекрытия зон осложнений стальными трубами без цементирования и с сохранением полезного сечения ствола скважин был применен более 1100 раз, в том числе в Татарстане в более 800 скважин.

Разработка и внедрение новых технологий и технических средств для крепления нефтяных и газовых скважин с использованием специальных расширяемых труб, бесспорно, является крупным революционным шагом вперед в строительстве нефтяных и газовых скважин, не имеющим аналогов в мире.

Процесс технологии заключается в следующем: в скважину после расширения с 216 мм до 237 мм спускаются профильные двухканальные трубы диаметром 196 мм. Далее они раздаются до диаметра скважины. Расширение профильной части производится под действием промывочной жидкости давлением до 15 мПа, а цилиндрических участков - развальцевателями одношарошечными и (или) роликовыми. После раздачи трубы плотно прилегают к стенке скважины, а проходное отверстие труб толщиной стенки 8 мм составляет не менее 216 мм, что позволяет продолжить бурение без потери диаметра. Резьбовое или сварное соединение по профильным концам труб позволяет составить колонны длиной до 200 метров. Одним из основных инструментов в комплексе оборудования, которое применяется для осуществления технологии локального крепления скважин профильного перекрывателя, являются расширители. Наибольшая эффективность достигается при одновременном бурении и расширении ствола скважины. При этом расширители по своим технологическим параметрам не должны уступать современным долотам, которые применяются при бурении скважин.

Опыт применения шарошечных расширителей РРМ 216237, предназначенных для увеличения диаметра скважин с 215,9 до 237 мм роторным способом, показал, что расширение осуществляется с механической скоростью 3-9 мчас, а проходка на один спуск бурового инструмента составляет 50-70 м в зависимости от твердости пород.

Плашки нового расширителя оснащены двумя типами породоразрушающих элементов - это резцы, армированные синтетическими алмазами (РОС), и зубки из твердого сплава. Основным отличием данной конструкции плашек является то, что каждый резец продублирован дополнительным твердосплавным элементом -«импрегом».

Испытания расширителя в процессе одновременного бурения и расширения скважины были проведены на скв. 18, 40101Р, 4968Д и 34046. Механическая скорость составила 5-7,85 мч, проходка 300-400м на один комплект плашек. Использование расширителя с плашками, оснащенными резцами PDC, при одновременном бурении и расширении скважины значительно увеличивает показатели по сравнению с расширением уже пробуренного ствола за счет уменьшения вибраций и ударных нагрузок на породоразрушающие элементы. Механическая скорость при этом увеличилась в 1,25 раза. Износ резцов PDC был минимальным и составил не более 15%, что позволяет использовать расширитель многократно, без замены дорогостоящих плашек.

В таблице 1 приведены данные по длине установленных в скв. 18 перекрывателей и затрат времени по новой (ПП 1 - 6) и традиционной (ПП - 7) технологиям.

№ пп Длина ПП, м Время устано вки, ч Примечание

1 128,6 58 Установка шести ПП с использованием пуансонов при одновременном бурении и расширении - 9,5 сут

7 120 264 Установка ПП с дополнительным расширением и раздачей развальцевателями - 11 сут

ЛИТЕРАТУРА

1. Абдрахманов Г. С. Крепление скважин эспандируемыми трубами. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2014 - с.268;

2. Абдрахманов Г.С., Хамитьянов Н.Х., Вильданов Н.Н. Проблемы герметизации резьбовых соединений расширяемых труб и пути их решения. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009 - с.250;

3. Л.Ф. Юнышев, Н.Х. Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов, Н.Н. Вильданов. Теоретические исследования по определении энергосиловых параметров раздачи цилиндрических участков профильных труб сферическими пуансонами - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008 - С. 26-29;

4. Мавлютов М.Р. Разрушение горных пород при бурении скважин. -М.: Недра, - 1978.- 215с.

УДК 622.248 Х-98

О ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЯХ МЕТОДОВ ЛИКВИДАЦИИ НЕГЕРМЕТИЧНОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «ТАТНЕФТЬ» ABOUT APPLIED TECHNOLOGIES METHODS ELIMINATE LEAKS OPERATIONAL COLUMNS FOR EXAMPLE, DEPOSITS OF OAO TATNEFT

Л.Б. Хузина - д.т.н., профессор, заведующая кафедрой БНГС, Альметьевский государственный нефтяной институт С.В. Любимова - к.т.н., доцент кафедры БНГС, Альметьевский государственный нефтяной институт

А.Ф. Сливченко - к.т.н., доцент кафедры БНГС, Альметьевский государственный нефтяной институт

Lylia B.Huzina - Professor, Head of Department BNGS, Almetyevsk State Petroleum Institute

Svetlana V.Lyubimova - Ph.D., Associate Professor BNGS, Almetyevsk State Petroleum Institute

Anatolii F.Slivchenko - Ph.D., Associate Professor BNGS, Almetyevsk State Petroleum Institute

В статье изучены и проанализированы причины негерметичности эксплуатационных колонн на скважинах ОАО «Татнефть». Кроме этого, определены частота нарушений по ярусам стратиграфического разреза, количество применяемых технологий по устранению нарушений колонн, успешность применяемых технологий в условиях ОАО «Татнефть».

The work focuses on the study and analysis of the causes of leakage in the production casing in the wells of OAO Tatneft. The result was the review and analysis of existing technologies sealing production casing during operation of the wells of OAO Tatneft. In addition, the frequency of violations by tier stratigraphic section, the length of the violations and the average age of the well until the first violation of operating columns.

Ключевые слова: эксплуатационная колонна, негерметичность колонны, методы ликвидации, тампонирование, количество нарушений, выбор ликвидации нарушений.

Keywords: production column, leakage columns, methods of elimination, plugging, the number of violations, the choice of the elimination of violations.

В настоящее время большая часть нефтяных месторождений России находится на поздней стадии разработки и характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводнённостью добываемой продукции. Одной из причин высокой обводнённости является наличие

негерметичности эксплуатационных колонн. Возникновение негерметичности эксплуатационных колонн связанно как с качеством первичного цементирования, так и с самыми различными условиями эксплуатации скважин. Для решения проблемы негерметичности эксплуатационных колонн применяются различные технологии с использованием тампонажных составов и технических средств, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки, свою область применения. [1]

Для применения той или иной технологии ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн был проведён анализ и определены: горизонты (ярусы), где чаще всего встречаются нарушения; количество применяемых технологий по устранению нарушений колонн; успешность применяемых технологий в условиях ОАО «Татнефть» -НГДУ «Альметьевнефть», НГДУ «Елховнефть» и НГДУ «Ямашнефть».

Было проанализировано 725 скважин, из них 660 скважин -эксплуатируются на девон, 65 скважин - на карбон. Для анализа нарушений эксплуатационных колонн необходимо определить в каких (горизонтах) ярусах стратиграфического разреза чаще всего встречаются нарушения. Из рис.1 видно, что чаще всего в условиях ОАО «Татнефть» нарушения возникают в серпухово-окском, фаменском и франском ярусах. [3,4]

^-ётвертмчный Q Казанский P2kz Уфимский P2uf Артинский Р1аг Верхний карбон СЗ Московский С2т Башкирский С2 b СерпуховскийС1 s Визейский С1 v Турнейский С1 t Фаменский D3 fm Франский D3 fr

Рисунок 1 - Частота нарушений эксплуатационных колонн по ярусам стратиграфического разреза по ОАО «Татнефть»

Далее, произведем количественное и качественное описание применяемых методов ликвидации нарушений, пробуренных скважин за

1950-2010гг. в анализируемых НГДУ. Для этого определим количество применяемых технологий по устранению нарушений колонн в анализируемых НГДУ. Результаты представлены на рис 2, на котором представлено количество применяемых технологий по устранению нарушений эксплуатационных колонн по ОАО «Татнефть».

НГДУ Ал ьметьев нефть ¦ НГДУ ~?лхов*ефть~ О НГДУ Ямашмефть |-

Ц*и«-т)гроы>-1г« Hjarwcaevo* Доеорот Замена иктг M«tuuwi*ccw Забогны? дооогмггеккм iave-з vyrjrrv

жтучюг эссллуата^омногмсллугга^онног ппктьръ отоесатель сопомма

«0.-»-1-> СОПО*»^

Рисунок 2 - Количество применяемых технологий по устранению нарушений эксплуатационных колонн по ОАО «Татнефть»

Из рис.2 видно, что наиболее применяемым методом для ликвидации нарушений эксплуатационных колонн является цементирование, это связано с тем, что протяженность участков нарушений составляет в основном от 0 до 10м. Применение той или иной технологии ликвидации нарушений зависит от характера нарушений (отверстия, коррозия, продольные трещины и т.д.). Например, в случае коррозионного нарушения герметизация эксплуатационных колонн в основном производится металлическим пластырем. [2]

Основным критерием технологии является успешность, характеризующаяся достижением технологической цели. Успешность технологий приведена на рис.3.

Рисунок 3 - Успешность применяемых технологий в условиях ОАО «Татнефть»

Из рис.3 видно, что успешными технологиями являются все технологии. Но успешность проведенных работ, например, при технологии цементирования зависит от количества проведенных заливок при ликвидации нарушений эксплуатационных колонн.

На основании проведенного анализа были сделаны следующие выводы:

1. В условиях ОАО «Татнефть» на площадях НГДУ «Альметьевнефть», НГДУ «Елховнефть», НГДУ «Ямашнефть» чаще всего нарушение герметичности эксплуатационной колонны возникают в серпухово-окском, фаменском и франском ярусах, которые вызваны разрушением цементного кольца с контактирующими пластовыми флюидами

2. Наиболее часто применяемыми методами для ликвидации нарушений эксплуатационных колонн в ОАО «Татнефть» НГДУ «Альметьевнефть» и НГДУ «Елховнефть» является цементирование, а в НГДУ «Ямашнефть» - цементирование и установка дополнительной колонны.

ЛИТЕРАТУРА

1. Аминев М.Х., Змеу А.А. Технологии изоляции мест негерметичности эксплуатационной колонны пакерными компоновками. Методы установки пакеров при недостаточной нагрузке Бурение и нефть. - 2011. № 10. - С.46-49

2. Тахаутдинов Ш.Ф., Сливченко А.Ф., Залятов М.Ш. Технология капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки бакалавриата 21.03.01 «Нефтегазовое дело». Альметьевск: АГНИ, 2014.-344с.

3. Хузина Л.Б., Любимова_С.В., Сливченко_А.Ф., Голубь

С.И., Шайхутдинова А.Ф., Латыпова Р.Ф. Анализ герметизации эксплуатационных колонн и предложения по повышению её эффективности в зависимости от горно-геологических условий отчет о НИРНИОКР. АГНИ. - 2013г - 42с.

4. Хузина Л.Б. Любимова С.В., Сливченко А.Ф. О влиянии осложнений, возникающих в процессе бурения на герметичность обсадных колонн в начальный период эксплуатации Учёные записки АГНИ.-Альметьевск: Типография АГНИ. - 2014. - Том 12. - С.38-42.

ПРИМЕНЕНИЕ ЦЕНТРАТОРОВ В СОСТАВЕ КНБК ПРИ БУРЕНИИ

НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН THE USE OF CENTRALIZERS IN THE COMPOSITION OF THE BHA WHILE DRILLING

Л. Б. Хузина - д.т.н., профессор, заведующая кафедрой БНГС, Альметьевский государственный нефтяной институт. Р. И. Фазлыева - аспирант, Альметьевский государственный нефтяной институт

Р. Х. Фаткуллин - к.т.н., доцент кафедры БНГС, Альметьевский государственный нефтяной институт.

L. B. Huzina - PhD, professor, head of thr chair «Drilling of oil and gas wells», Almetyevsk state oil Institute.

R. I. Fazlyeva - graduate student of Almetyevsk state oil Institute.

R. C. Fatkyllin - D. T. N., associate Professor of «Drilling oil and gas wells», Almetyevsk state oil Institute

В статье приводится анализ применяемых центраторов для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин и разработанная классификация центраторов по фактической площади соприкосновения. Также в статье приводится анализ промысловых данных по необходимому количеству центрирующих элементов.

Ключевые слова: скважина с горизонтальным участком, трудноизвлекаемые запасы нефти, классификация центраторов, снижение сил трения, скользящий центратор, увеличение механической скорости проходки.

Keywords: well with horizontal sections, hard-to-recover oil reserves, classification of centralizers, reduce the friction, sliding centralizer, to increase drilling mechanical speed.

Основные нефтегазовые месторождения Поволжья являются длительно разрабатываемыми, характерной особенностью которых является увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, снижение коэффициента нефтеотдачи и высокая степень обводненности.

Согласно высказыванию начальника отдела развития нефтегазового комплекса департамента добычи и транспортировки нефти и газа Министерства энергетики РФ Талипова Р. Р. на круглом столе госпрограммы «Энергоэффективность и развитие энергетики»: к 2020 году доля трудноизвлекаемых запасов увеличится на 11 % [1].

В свою очередь, еще Григорян А. М., пионер горизонтального бурения, писал: «Нефти остается в недрах в четыре раза больше, чем ее извлекают» и обосновал необходимость бурения многозабойных и горизонтально-разветвленных скважин [2]. Для извлечения

трудноизвлекаемых запасов на сегодняшний день актуальным является бурение скважин с горизонтальным окончанием, количество которых с каждым годом растет.

Опыт бурения горизонтальных стволов показывает, что одной из основных причин, приводящих к низким технико-экономическим показателям, являются затяжки, посадки и зависания бурильной колонны на стенках скважины, вызванные прихватом скважинного инструмента, колонны труб и другого технологического оборудования. Среди влияющих факторов можно выделить значительную силу трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины. [3, 4].

На кафедре Бурения нефтяных и газовых скважин Альметьевского государственного нефтяного института (АГНИ) ведутся исследования методов, позволяющих снижать коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины [3,4]. Одним из таких методов является включение в компоновку низа бурильной колонны технических устройств типа калибраторов, центраторов, осцилляторов, вибродемпферов, вибраторов, яссов и т.д.

Был проведен обзор существующих на сегодняшний день центраторов, как российских, так и зарубежных фирм производителей, применяемых при бурении наклонно-направленных нефтяных скважин, на основании которого в таблице 1 приводится классификация по фактической площади соприкосновения центратора со стенками скважины.

Как видно из классификации, зарубежные фирмы производители (SMFi, Drilco, Reed, Onkor, Halliburton, Maxima Drilling), а также Российские изготавливают центраторы в основном с плоскостной площадью соприкосновения.

Предложенная классификация центраторов по фактической площади соприкосновения центратора со стенками скважины позволит выявить наиболее оптимальные конструкции, которые могут значительно уменьшить фактическую площадь контакта колонны со стенками и тем самым снизить коэффициент силы трения на горизонтальных участках скважины.

При разработке новых конструкций центраторов неизменно возникает вопрос о необходимом количестве центраторов при бурении наклонно-направленных скважин .

Таблица 1 - Типы конструкций центраторов для бурения скважин

Российские

Зарубежные

Плоскостная площадь соприкосновения

прямое расположение лопастей

установка на

забойном двигателе

установка на колонне

и п с о в е л

о л п я а н й е н

Кольцевая площадь соприкосновени я

Плоскостная площадь соприкосновения

прямое расположение лопастей

установка на колонне

спиральное расположение лопастей

установка на колонне

о г о н й о б а

ям ле дл ,s ? -О го

н н и иж а в к

m тг а л п л п

Проведя анализ промысловых данных ОАО «Танефть» по 16 скважинам Ново-Елховского, Красногорского, Аксубаево-Мокшинского, Ерсубайкинского месторождений и Альметьевской, Акташской, Федотоской, Миннибаевской, Сармановской площадей, была составлена таблица 2 необходимого количества центрирующих элементов, входящих в оснастку бурильной колонны. В основном центраторы применяются при бурении наклонно-направленных участков и участках набора угла.

Таблица 2 - Необходимое количество центраторов и калибраторов в КНБК

Колонна Наименование Количество

Направление центратор 2

Кондуктор центратор калибратор КС 2 1

Эксплуатационная колонна калибратор КС 4

На кафедре бурения АГНИ была разработана новая конструкция скользящего центратора, включающего корпус с концевыми частями в виде центрирующих колец, соединенных между собой ребрами. При этом подвижные металлические шарики в центрирующих кольцах перекатываются по стенкам скважины, обеспечивая надежное центрирование и стабилизацию бурильной колонны в скважине [5].

Таким образом, разработка специальных технических инструментов, в частности предлагаемого скользящего центратора позволит уменьшить силы трения бурильной колонны о стенки скважины, что в свою очередь способствует успешной проводке горизонтального участка.

ЛИТЕРАТУРА

1. www.oilru.comnews37554.

2. Григорян А. М. Нефти остается в недрах в четыре раза больше, чем ее извлекаютОсновной ресурс. - Самара, 2005. - №1.

3. Хузина Л. Б., Любимова С. В. Технико-технологическое решение для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком Нефтегазовое дело. - Уфа, 2012. - № 2. - С. 194-203.

4. Хузина Л. Б., Петрова Л. В., Любимова С. В. Методы снижения сил трения при разработке месторождений горизонтальными скважинами Нефтегазовое дело. - Уфа, 2012. - № 5. - С. 62-68.

5. Пат. на полезную модель 127805Е21 Россия МПК Е21 В1710. Скользящий центратор. Хузина Л. Б., Шафигуллин Р. И., Фазлыева

Р. И., Теляшева Э. А. Заявлено. 13.12.2012; Опубл. 10.05.2013. - 6 с.: ил.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ

ОСЦИЛЛЯТОРА-ТУРБУЛИЗАТОРА INCREASE OF EFFICIENCY OF DRILLING OF THE INCLINED DIRECTED AND HORIZONTAL WELLS BY MEANS OF THE OSCILLATOR-TURBULIZER

Ш.Х. Фахрутдинов - аспирант кафедры БНГС, Альметьевский государственный нефтяной институт

Shamil H. Fakhrutdinov - post-graduate Student, Almetyevsk State Petroleum Institute

На сегодняшний день добыча нефти на зрелых месторождениях Татарстана имеет падающую тенденцию, существует большой запас трудноизвлекаемой нефти. При существующих условиях приобретает большую актуальность бурение наклонно-направленных (НН) и горизонтальных скважин (ГС). Для эффективного бурения на горизонтальных участках был сконструирован осциллятор-турбулизатор, который приводит к осцилляции низкочастотных колебаний промывочной жидкости, достигающих забоя скважины, способствующие созданию динамической нагрузки на долото, что приводит к увеличению механической скорости бурения, а также повышает степень выноса выбуренной породы.

Today oil production on mature fields of Tatarstan has the falling tendency, there is a large supply of hardly removable oil. Under existing conditions drilling inclined I (II) and the horizontal wells (HW) gains big relevance. For effective drilling on horizontal sites the oscillator turbulizer which leads to an ostsillyation of the low-frequency fluctuations of flushing liquid reaching a well face, promoting creation of dynamic load of a chisel that leads to increase in mechanical speed of drilling was designed, and also raises extent of carrying out of vyburenny breed.

Ключевые слова: наклонно-направленные и горизонтальные скважины, бурильная колонна, осциллятор, низкочастотные колебания, доведение нагрузки, вынос шлама, скорость восходящего потока.

Keywords: of horizontal-directional and horizontal wells, drilling column, stochastic, low-frequency oscillations, bringing load, cuttings out, the speed of the upward flow.

В связи с истощением запасов углеводородов в России ведется поиск новых технологий для поддержания добычи на достигнутом уровне или обеспечения ее определенного прироста. Старые месторождения обводняются, запасы переходят в разряд

трудноизвлекаемых. При существующих условиях большую актуальность приобретает разработка залежей сверхвязкой нефти (СВН). В этой связи в последнее время все больше внимания уделяется бурению направленных скважин: горизонтальных, боковых стволов из скважин бездействующего фонда.

Для эффективного бурения на горизонтальных участках был сконструирован осциллятор-турбулизатор, который приводит к осцилляции низкочастотных колебаний промывочной жидкости, достигающих забоя скважины, способствующие созданию динамической нагрузки на долото, что приводит к увеличению механической скорости бурения, а также повышает степень выноса выбуренной породы.

Компоновка низа бурильной колонны включает бурильные трубы, долото, осциллятор-турбулизатор, ВЗД и телесистему. Осциллятор-турбулизатор устанавливается в скважине в компоновке между долотом и винтовым забойным двигателем (ВЗД). За счет включения в компоновку низа бурильной колонны осциллятора-турбулизатора создаются малоамплитудные продольные колебания, которые приводят к доведению нагрузки на долото и соответственно к эффективному разрушению горной породы в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, а наличие на корпусе осциллятора-турбулизатора винтовых линий (пазов) способствует повышению степени выноса шлама буровым раствором в затрубном пространстве скважины1.

Проведенные лабораторные исследования на обкаточно-испытательном стенде типа СОИ-500, подтвердили работоспособность осциллятора при различных значениях расхода промывочной жидкости, в частности, при расходе 12 лс работы осциллятора получена частота 24Гц.

На рисунке 5 мы видим данные полученные в ходе проведения опытно-промысловых испытаний осциллятора-турбулизатора на скважине №6053 Шереметьевского месторождения. При бурении скважины в интервале 305-800м использовалась следующая компановка низа бурильной колонны (КНБК): Долото(РЭО)215,9 БТ7716БМА-013(новое)+ Осциллятор-турбализатор №01 + Двигатель (ДР172) №4436 (новое)+ Центратор (лц-212+ УБТ-178 +ЛБТ+би.

Месторождение Шереметьевское

Без осциллятора С осциллятором

Скважина № 6041 6031 6044 6053

Интервалы бурения (м): 685-921 328-650 495-712 305-800

Проходка за рейс (м): 236 322 217 495

1 Патент №131792 U1 RU, Е 21 В 700. Осциллятор-турбулизатор Хузина Л.Б., Фархутдинов Ш.Х., Хузин Б.А. Еромасов А. В. (Россия) - № 201311450603; Заявлено 01.01.2013; опубл. 27.08.2013, Бюл. №24

Долото тип: (PDC)215,9 БТ616 SMA009 №0010213(нов) (PDC)215,9 БТ77161Ш №0011113(нов) (PDC)215,9 БТ7616МА-609№0011113 (PDC)215,9 БТ77^МА- 013(нов)

ВЗД ДР-195№1295 ДР-172№517 ДРУ172№337 ДР172№4436

Бур.инструмент +лц 212 + 75мУБТ(178) + 18м ЛБ Т+ би

Нагрузка на долото (тн) 9-11 10-12 10-13 9-10

Давление (атм): 90 80-90 100-115 100-110

Тип раствора Мех.скорость:(мч ) 19,4 Тех. вода 21 - 24 30,8

Рис 5. Сравнительный анализ ОПР

Нагрузка на данном этапе составило 9-10 тонн, при циркуляции 32 лс рабочее давление на линии показывало 100-110 атм. Сравнивая пробуренные без осциллятора аналогичные скважины, мы видим увеличение проходки за один рейс на 128%, а также увеличение механической скорости на 28%.

Таким образом, применение осциллятора-турбулизатора способствует улучшению технико-экономических показателей бурения скважин. Однако, необходимо проведение дальнейших промысловых исследований по оптимизации конструкции и увеличения механической скорости бурения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Хузина Л. Б. Повышение эффективности бурения наклонных и горизонтальных скважин с использованием комплекса виброусилителей. Специальность: 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук, Уфа, 2012 - 42с.

2. Хузина Л. Б. Технико-технологическое решение для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком Л.Б.Хузина, С.В.Любимова, Нефтегазовое дело: научно-технический журнал. -2012. №2. http: www.ogbus.ruauthorsLubimovaSVLubimovaSV 2.pdf

3. Патент №131792 U1 RU, Е 21 В 700. Осциллятор-турбулизатор Хузина Л.Б., Фархутдинов Ш.Х., Хузин Б.А. Еромасов А.В. (Россия) - № 201311450603; Заявлено 01.01.2013; опубл. 27.08.2013, Бюл. №24

4. Хузина Л.Б., Шайхутдинова А.Ф., Фахрутдинов Ш.Х. Лабораторные испытания наддолотного осциллятора. Материалы всероссийской научно-практической конференции «(Нефтегазовый комплекс: образование, наука и производство» 14-18 апреля 2014 г. Часть I. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2014. -С. 187-191

РАЗРАБОТКА ГИДРОАКТИВНЫХ СИСТЕМ ДОЛОТ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ТВЕРДЫХ ГОРНЫХ ПОРОД DEVELOPMENT OF HYDRO-ACTIVE SYSTEMS OF BITS FOR THE DESTRUCTION

Е.О. Шишкина - студент 3 года, Институт нефти и газа, Сибирский федеральный университет

П.Г. Петенев - аспирант 3-гогода, Институт горного дела геологии и геотехнологии

Elena O. Shishkina - the student of the 3rd year, Institute of Oil and Gaza of the Siberian Federal University

Pavel G. Petenev - the graduate student of the 3rd year, Institute of mining of geology and geotechnology

Усовершенствование гидромониторные насадки долот, предназначенные для ускорения потока бурового раствора, оснащать дополнительными источниками ультразвуковых колебаний.

Improvement to equip the hydromonitor nozzles of chisels intended for acceleration of a stream of boring solution with additional sources of ultrasonic fluctuations.

Ключевые слова: гирдомониторные насадки, долота, ультразвуковые колебания.

Keywords: girdomonitorny nozzles, chisels, ultrasonic fluctuations.

Важнейшей для производительного бурения является гидравлика долота, независимо от его типа.

Гидравлика долота выполняет четыре основные функции: разрыхляет шлам, очищает шарошки и резцы, охлаждает долото и выносит шлам из ствола скважины для предотвращения его повторного разрушения.

Как показывают исследования повышение механической скорости бурения, повышение углубления долота за один оборот на забое связано с реализацией еще одной важной функции бурового раствора, которая состоит в воздействии на зону активного разрушающего действия долота и зону предразрушения. Воздействие на указанные зоны связано с возможностью активного проникновения раствора и его фильтрата.

Воздействие не всегда оказывается эффективным, так как возможность и глубина проникновения в трещины и капилляры, образующиеся в зонах разрушения и предразрушения, зависят от свойств бурового раствора. Основными свойствами бурового раствора в данном случае оказываются вязкость, наличие твердой фазы, величина поверхностного натяжения буровой жидкости (раствора или

его фильтрата). Например, опытн ые данные показывают, что при повышении вязкости бурового раствора и содержания твердой фазы в нем глубина внедрения индентора в породу существенно снижается.

Таким образом, является актуальной задача интенсификации процесса разрушения горной породы при бурении более вязкими и насыщенными твердой фазой буровыми растворами и, особенно при высоких частотах вращения долот.

Важной функцией промывки является воздействие на зону предразрушения. Зона предразрушения горной породы имеет распространение по поверхности забоя, ствола скважины и керна. Причинами появления зоны предразрушения являются напряжения и деформации горной породы, которые распространяются равномерно во все стороны от точек приложения разрушающих усилий со стороны породоразрушающих резцов и вставок бурового инструмента. Зона предразрушения проявляется при всех механических способах бурения горных пород.

Зона предразрушенияв твердой породе согласно нашим исследованиям, например, такой как долерит, состоит из двух областей: области чрезвычайно разрушенной породы и области породы, ослабленной трещинами. При этом мощность первой области составляет 0,17 мм, а мощность второй области 1,7 мм. А в спекшемся туфе, упруго-пластичной анизотропной породе зона предразрушения представлена областью чрезвычайно разрушенной породы и областью пластических деформаций. Область чрезвычайно разрушенной (смятой, разрыхленной) породы расположена на глубине 0,12 мм от забоя породы. Область пластических деформаций охватывает призабойную область и область стенки скважины. Примерная мощность данной области - 0,42 мм. Зона предразрушения в упруго-хрупком долерите представлена чрезвычайно разбитой трещинами породы, при этом трещины развиваются, как правило, между минеральными зернами, разрушению также подвергаются более хрупкие кристаллы; в породах более пластичных (опекшийся туф) зона предразрушения развивается в виде «разрыхленной», смятой породы без образования явных трещин[1].

Для того, что облегчить процесс разрушения горных пород на забое понижают их твердость. Зона предразрушения в результате влияния понизителей твердости развивается весьма существенно, трещиноватость в ней возрастает, микротрещины становятся глубже, число их в единице объема увеличивается. Адсорбция поверхностно-активных веществ на поверхностях микротрещин приводит к повышению скорости бурения.

Можно выделить три основных действия, лежащие в основе механизма понижения твердости горных пород:

1. Снижение сил сцепления, действующих между противоположными поверхностями зародышевых микрощелей посредством прослоек, образованных адсорбционными слоями.

2. Активное раздвигающее действие самих адсорбционных прослоек во всех тех наиболее узких участках клиновидных микрощелей, куда только эти прослойки могут проникать.

3. Затруднение смыкания зародышевых участков микрощелей под влиянием адсорбционных слоев после снятия внешних усилий.

Применение понизителей твердости не всегда оказывается эффективно. Размеры молекул жидкости превышает размер микрощелей, поэтому существует проблема условий проникновения молекул жидкости в микрощели. Для интенсивного процесса пропитывания зоны трещинообразования в породе эффективно применение ультразвука, вызывающего гидровибрирование молекул жидкости и повышение их подвижности. Ультразвуковые колебания, распространяясь в среде, создают дополнительное давление сверх среднего, существующего в данной среде. Вибрационные воздействия на буровой раствор в сочетании с поверхностно-активными веществами облегчает разрушение структуры раствора. Вибрация, разрушая структуру раствора до наименьшего уровня вязкости, способствует повышению активности раствора в направлении проникновения его в зоны трещин и капилляров.

Основной задачей для более эффективного разрушения горных пород является совершенствование бурового инструмента. С этой целью предлагается усовершенствовать гидромониторные насадки буровых долот. С этой целью предлагается гидромониторные насадки долот, предназначенные для ускорения потока бурового раствора, оснащать дополнительными источниками ультразвуковых колебаний. Таким образом, поток раствора будет не только получать существенное ускорение и возрастающую мощность струи, но и обладать свойством активного проникновения как в зону разрушения горной породы под породоразрушающими вставками, так и в зону предразрушения горной породы на забое.

В настоящий момент осуществляется конструирование долот с различными схемами размещения гидроактивных насадок, ориентированных в направлении забоя скважины.

Для оценки параметров гидроактивных насадок проектируется и изготавливается стендовая буровая установка, которая позволит оценить влияние виброактивных насадок на процесс разрушения горных пород при бурении при использовании различных промывочных жидкостей.

ЛИТЕРАТУРА

1. Нескоромных В.В.Разрушение горных пород при проведение геологоразведочных работ: учебное. пособие В. В. Нескоромных. -Красноярск: Изд. СФУ, 2012. - 328с.

Секция 1.4 Геология и геофизика

МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СВЕРХВЯЗКИХНЕФТЕЙ MONITORING THERMAL-ENHANCED STEAM FLOODING OPERATIONS IN HEAVY

В.В. Малофеев - к.г.-м.н., научный сотрудник, ТатНИПИнефть А. А. Ануфриев - инженер, ООО «НТЦ-Татнефть» Vladimir V. Malofeev - Ph.D., Research Engineer, TatNIPIneft Andrey A. Anufriev - Research Engineer, OOO NTC-TATNEFT

Рассмотрены методы контроля процесса паротеплового воздействия на пласт при разработке месторождений сверхвязких нефтей. Для оценки геолого-промысловой эффективности закачки пара и других задач контроля и регулирования предлагается использовать оптический метод.

Various techniques for monitoring thermal recovery of heavy oil by steam injection have been considered. A supplementary optical control method is proposed to assess the efficiency of continuous steam injection and fulfil other control and monitoring tasks.

Ключевые слова: паротепловое воздействие, сверхвязкая нефть, метод контроля

Key words: thermal-enhanced steam flooding, heavy oil, monitoring technique

Методы контроля параметров процесса паротеплового воздействия (ПТВ) при разработке сверхвязких нефтей Ашальчинского месторождения горизонтальными скважинаминеобходимы для получения достоверной информации о ходе процесса. Основными методами контроля являются: термобарический,гидрохимический и оптический.

Термобарический метод. Термический метод заключается в постоянном контроле температуры (давления) в добывающих, наблюдательных и контрольных скважинах с помощью оптико-волоконного кабеля.По данным температурных замеров строят карты

тепловых полей. Эти карты дают представление о деформации поля температуры под воздействием закачки в пласт теплоносителя.

Гидрохимический метод. Гидрохимический метод контроля над процессом ПТВ основан на изучении состава подземных вод и его изменении в результате химических процессов, протекающих в нефтяном пласте при паротепловом воздействии. По результатам анализов проб воды строят карты распределения минерализации по пласту. Комплексный параметр попутных вод (С1-+НСО3-) наиболее полно отражает изменение их минерализации во времени и служит достаточно надежным способом контроля за продвижением тепловой зоны в пласте. Опреснение вод в добывающих скважинах указывает на подход к ним конденсационных вод, что позволяет определять основные направления движения фильтрационных потоков, их скорости и выделять возможные зоны реагирования на процесс с последующим их регулированием, своевременно решать вопросы проведения ремонтно-изоляционных работ и в итоге оценивать технологическую эффективность паротеплового метода воздействия [1].

Оптический метод. Оптический метод заключается вопределении коэффициента светопоглощения (Ксп) проб сверхвязкой нефти и мониторинге его значений. При сравнении значений Ксп проб нативной сверхвязкой нефтии нефти после воздействия паром температурой 180210 °С наблюдалось заметное снижение значений Ксп в диапазоне длин волн 295-640 нм (рис.1). Это снижение произошло из-за гидротермального изменения компонентного состава нефти. Под воздействием температуры и пара происходит разрушение в нефти асфальтосмолистых веществ и сернистых соединений, что в свою очередь повлияло на оптическую активность нефти.

| 15000 10000 5000 0

290 340 390 440 490 540 590 640 690 740 790 840 890 940 990 1040

Длина волны,нм

до паротеплового воздействия

После паротеплового воздействия

Рис. 1 Изменение значений Ксп проб Ашальчинской сверхвязкой нефти

Во время исследований наблюдалось периодическое увеличение значений оптической плотности и Ксп. Это объясняется тем, что в добывающую скважину поступала «новая нефть», полученная за счет расширения паровой камеры. Проведенные исследования указывают на возможность применения исследований оптических свойств сверхвязкой нефти для оценки геолого-промысловой эффективности закачки пара и других задач контроля и регулирования разработки месторождения.

ЛИТЕРАТУРА

1. АмерхановМ.И. [и др.] «Методы управления парогравитационным воздействием с помощью двухустьевых скважин», Нефтяное хозяйство. 2008. №7. С. 64-65.

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕКТОНИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ПОИСКИ ЗОН ВОЗМОЖНОГО СКОПЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В ОТЛОЖЕНИЯХ ЖИВЕТСКОГО ЯРУСА РОМАШКИНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ FEATURES OF GEOLOGICAL AND TECTONIC STRUCTURE AND SEARCHES OF POSSIBLE HYDROCARBONS ACCUMULATIONS IN DEPOSITS AT THE ZHIVETSKY

STAGE AT THE ROMASHKINSKY FIELD

Р.Т. Моторина инженер ОРНМ, ТатНИПИнефть Rezeda T.Motorina engineer in the development of oil fields, TatNIPIneft Institute

В статье показано, что комплексная интерпретация накопленной информации (данные сейсморазведки, промысловые, геолого-геофизические данные) позволяет уточнить сложное (разломно-блоковое) строение живетских отложений в рассматриваемых скважинах. Это способствует формированию благоприятных для скопления углеводородов ловушек.

The article shows that a complex interpretation of diverced information (seismic data, trade, geological, geophysical data) allows to specify a complex (fault-block) structure of zhivetsky deposits in considered wells. It promotes formation of hydrocarbons of traps favorable for a congestion.

Ключевые слова: нефтяное месторождение, залежь, водонефтяной контакт, интерпретация, сейсморазведка.

Key words: oil field, deposit, water-oil contact, interpretation, seismic survey.

При подсчете запасов и построении цифровых геологических моделей нефтяных залежей часто возникают проблемы, связанные с

обоснованием гипсометрического положения поверхности

водонефтяного контакта (ВНК).

Примером тому является построение геологической модели по воробьевским отложениям живетского яруса Ромашкинского месторождения. Оконтуривание залежей проводилось на основе детального изучения кристаллического фундамента и его влияния на условия формирования ловушек в перекрывающей осадочной толще воробьевского горизонта.

По данным геофизических исследований скважин диапазон изменения положения ВНК в пределах рассмотренных залежей очень изменчив, максимальный перепад его гипсометрических отметок составляет до 10 м, что существенным образом затрудняет представление ВНК в виде горизонтальной поверхности.

Причинами «скачущего» ВНК являются факторы, связанные с геологическим строением, литологическим составом, коллекторскими свойствами пластов, с погрешностями методики выделения ВНК по данным ГИС, а также с погрешностями инклинометрических исследований скважин .

Самой распространенной из этих причин являются погрешности инклинометрических исследований скважин. ВНК может приниматься горизонтальным в том случае, если разность его отметок в отдельных точках залежи не превышает удвоенную среднеквадратичную погрешность его определения в этих точках. Поэтому был составлен список условно-наклонных скважин (с удлинением более 20 м), в которые вводились поправки на абсолютные отметки с целью обеспечения условия горизонтального ВНК, что соответственно в свою очередь сводится к перестроению структурного плана залежей.

Следующая причина «скачущего» ВНК в пределах залежей может быть связана с геологическим строением рассматриваемого участка.

Одним из методов трассирования разломных зон в кристаллическом фундаменте и осадочной толще является сейсморазведка. Авторы отметили тот факт, что скважины, по которым вводились поправки по инклинометрии, расположены в районах предполагаемых тектонических нарушений, выделенных на основе данных сейсморазведочных работ мОГд-3D по поверхности кристаллического фундамента Ромашкинского месторождения.

Был проведен анализ геолого-геофизических данных в скважинах, где прослеживается несоответствие ВНК, с целью выявления закономерностей. Например, залежь нефти в районе скважины 8665, наиболее полно охарактеризованная по ГИС, керну, опробованию.

Последовательно анализируя структурные карты по подошве репера средний известняк, по кровле коллектора пласта Д4, по кровле кристаллического фундамента видно, что характерной особенностью данной залежи является условное разделение ее на две части - залежь

в районе скважины 8665 и залежь в районе скважины 1625д, которые расположены в непосредственной близости к разломам кристаллического фундамента.

Рассмотрим более детально.

Скважина 8665 пробурена в 1982 году (самая ранняя скважина на этой залежи), удлинение на глубину кровли пласта (а.о.-1534,9м) составило 11,7 м. По ГИС ВНК отмечается четко на абсолютной глубине минус 1542м. УЭС нефтенасыщенного пласта изменяется от 6,5 до 12 Ом*м. Нижняя дыра перфорации находится на абсолютной глубине минус 1540,9 м, получена нефть с водой. Дата ввода в эксплуатацию -март 1982г, скважина практически сразу начала работать с обводнением 66,2 %, что говорит о близости текущего ВНК к отметке нижней дыры перфорации.

Аналогичная картина прослеживается в соседних перфорированных скважинах №№ 19940, 19941, пробуренных в 1990 гг.

ВНК по этим скважинам по результатам испытания пластов-коллекторов можно принять на абсолютной отметке минус 1542 м (по скважинам 8665,19939).

При проведении детальной корреляции разрезов скважин №№ 1620D, 8665, 19940, 19941, 19942, 1625д и последующего анализа толщин было выявлено, что в скв.8665 расстояние от кровли фундамента до кровли пласта составляет 13м, в остальных скважинах данное расстояние характеризуется высокой степенью выдержанности (20,5-26,9м). В скв. 8665 отсутствует нижний интервал геологического разреза, что обусловлено пересечением скважиной тектонического нарушения.

Неучет данных факторов также может привести к ошибкам в построении геологической модели.

Совсем иная картина наблюдается в скважине 1625д.

Скважины 1625д, 19942 расположены гипсометрически ниже с отметками кровли пласта минус 1541.1, минус 1544.8 м соответственно.

Скважина 1625д пробурена в 1988 году, удлинение на глубину кровли пласта (а.о.-1541,1м) составило 19,3 м. Нижняя дыра перфорации находится на глубине минус 1545,1 м, дебит безводной нефти составил 12,4 тсут. Дата ввода в эксплуатацию -апрель 1988г, скважина до сих пор работает без обводнения.

В скв.1625д ВНК по ГИС не отбивается. Если учесть, что безводная нефть получена на глубине минус 1545,1 м, средняя мощность переходной зоны Ромашкинского месторождения меняется в пределах 4 м, то УПУ по скважине 1625д получается на абсолютной глубине минус 1549 м.

Таким образом, залежь разделена на тектонические блоки, в результате чего в отметках водонефтяных контактов между соседними скважинами отмечается разница, равная 6 м. При разноуровневом

положении контактов вода-нефть сформировался ступенчатый характер разломно-блоковой структуры месторождения.

Выявленное блоковое строение залежей объясняет различие в промысловых характеристиках скважин, попавших в зоны разломов. Блок 1 (район скважины 8665) расположен выше, чем блок 2 (район скважины 1625д), но он характеризуется коротким безводным периодом и быстрой обводненностью. По данным сейсмических исследований скважина 8665 оказалась рядом с линеаментом, который снабжает ее пластовой водой.

Таким образом, проведенный анализ на основе комплексирования результатов детальной корреляции, данных сейсморазведки, промысловых данных, ГИС позволил уточнить геологическое строение воробьевских отложений в рассматриваемых скважинах. Если рассматривать другие участки в таком же аспекте, то можно выявить остаточные запасы нефти.

ЛИТЕРАТУРА

1. Воскресенский Ю.Н. Полевая геофизика: учебник для вузов. - М.: ООО «Издательский дом Недра»,2010.-479с.

2. Бочкарев А.В., Калинина Е.А., Бочкарев В.А. Разломно-блоковое строение месторождений Ракушечно-Широтной зоны поднятий по данным сейсмических и промыслово-геофизических исследований Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2013.-№4.-С.4-15

3. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа обьемным методом под ред.В.И.Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г.Яценко.-

М. Тверь: ВНИГНИ, НПЦТверьгеофизика, 2003.

ЛИНЕАМЕНТЫЙ АНАЛИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ СТРУКТУР ЮГО-ВОСТОКА РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН LINEAMENTS ANALYSIS OF GEOLOGICAL STRUCTURES SOUTHEAST OF THE

Г.Ф. Меньшина - ассистент, кафедра геологии, Альметьевский государственный нефтяной институт

Gulshat F.Menshina - assistant, Department of Geology, ASOI

Существует влияние геодинамических факторов на размещение залежей УВ. При выделении напряженных зон анализируются линеаменты регионального масштаба. На Южно-Татарском своде

практически все месторождения УВ локализуются в таких зонах и это учитывается при поисковых работах.

There is the influence of geodynamic factors on the placement of hydrocarbon deposits. When you select stressed zones analyzed lineaments regional scale. On the South-Tatar arch almost all hydrocarbon deposits are located in such areas, and it is included in the job search engine.

Ключевые слова: линеаменты, анализ, тектонические структуры, зоны концентрации деформаций.

Keywords: lineaments, analysis, tectonic structures, strain concentration zone.

Линеамент — линейный элемент геолого-геофизической среды, находящий отражение в линейном рельефно-ландшафтном рисунке. В линеаменты попадают самые разнообразные геолого-геофизические объекты — разрывы и трещины, зоны повышенной концентрации деформаций, градиентные зоны геофизических полей, элементы структурно-вещественной неоднородности геологической среды. Линеаменты просто видно, они дешифрируются на раз личных картах и фотоизображениях земной поверхности (с разной степенью детальности и уверенности) в виде линий (полос), спрямленных аномальных и градиентных зон. Линеаменты отражают геометрические особенности строения неоднородной земной коры (литосферы). Для того чтобы понять, что такое линеаменты, чему соответствует их визуальное выражение, необходимо рассмотреть все факторы, определяющие в конечном итоге выраженность данных объектов в виде линиаментов. [1]

На современном этапе изучения проблемы о роли геодинамики в формировании скоплений углеводородов большая часть информации относится к интенсивным и весьма непродолжительным явлениям (в основном, связанным с землетрясениями). Помимо кратковременных явлений в земной коре существуют и более длительные процессы, приводящие к формированию современных геодинамических обстановок конкретных участков (блоков) земной коры. Именно эти геодинамические обстановки определяют структуру и морфологию верхних слоев земной коры, в том числе морфологию современного рельефа. Такие, более длительные проявления геодинамики, связанные с процессами рельефообразования, в настоящее время недостаточно изучены, и именно они являлись основным предметом исследования. Также изучались вопросы о связи современной геодинамики с неотектоническими процессами в целом. Процессами, которые существуют и оказывают влияние на распределение и условия существования залежей УВ гораздо более длительное время, чем современные геодинамические.

Существует влияние геодинамических факторов на размещение залежей УВ. При выделении напряженных зон анализируются

линеаменты, особенно прослеживаемые на расстояния более 10 тыс. км и более, и космические снимки. На Южно-Татарском своде практически все месторождения УВ локализуются в таких зонах и это учитывается при поисковых работах. [2]

В качестве путей миграции УВ (ювенильной нефти и газов) рассматриваются глубинные планетарные разломы и зоны тектонических напряжений. Наиболее благоприятными для вертикальных перетоков являются узлы пересечений разнонаправленных напряжений, кольцевые структуры, выделяемые по космоснимкам, и диапиры. [3]

Наложение схемы тектонического строения Волго-Уральской антеклизы (Геология Татарстана, 2003) на базисную поверхность 7-ого порядка дает следующую картину: крупные положительные морфоструктуры в плане совпадают со сводами осадочного чехла и поднятиями поверхности кристаллического фундамента, крупные отрицательные морфоструктуры соответствуют впадинам и прогибам.

ЛИТЕРАТУРА

1. Тверитинова Т.Ю. Линеаменты как отражение структурного каркаса литосферы (Линеаменты — разломы или фантомы?) Электронное научное издание Альманах Пространство и Время. Т. 4. Вып. 1 • 2013. Режим доступа: http:e-almanac. space-time.ruassetsfilesTom%204%20Vip%201rubr2-st7-tveritinovatyu.pdf

2. Меньшина Г.Ф. Влияние глубинного теплового потока на нефтегазоносность Ромашкинского месторождения Материалы научной сессии ученых АГНИ по итогам 2014 года. - Альметьевск: АГНИ, 2008. -C. 84-89.

3. Меньшина Г. Ф. Геофизические исследования докембрийских комплексов Ромашкинского месторождения республики Татарстан Научная конференция Ломоносовские чтения. Москва, 2013. С. 113.

УДК 553.98(470.41)

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ОЦЕНКА НЕФТЕМАТЕРИНСКОГО ПОТЕНЦИАЛА СЕМИЛУКСКО-РЕЧИЦКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРЕДЕЛАХ ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА GEOLOGICAL STRUCTURE AND ESTIMATION OF SOURCE ROCK POTENTIAL OF THE SEMILUKSKIAN-RECHITSKIAN SEDIMENTS WITHIN SOUTH TATARIAN ARCH

И.Н. Плотникова - д.г.-м.н., заведующая кафедрой, Казанский

(Приволжский) федеральный университет

Д.В. Аношин - инженер, ТатНИПИнефть

I.N. Plotnikova, Dr.Sc, Head of Chair, Kazan Federal University

D.V. Anoshin, Exploration Engineer, TatNIPIneft

Семилукские (доманиковые) и речицкие (мендымские) отложения вызывают особый интерес в РТ, потому что являются аналогом сланцевых толщ в США. В связи с этим их изучение вносит определенные коррективы в вопросах добычи сланцевых углеводородов. В работе представлены сведения о семилукско-речицких отложениях, их геологических особенностях, а также анализ данных по фильтрационно-емкостным свойствам, геохимическим критериям. Представлены данные по рентгенофлуоресцентному и рентгенографическому анализам. Осуществлена оценка нефтематеринского потенциала в пределах Южно-Татарского свода.

The Semilukskian and the Rechitskian (Mendymskian) domanik sediments in the Republic of Tatarstan that are similar to the US shale plays have compelled particular attention as they may radically change the concept of production of unconventional resources. The paper presents geologic characteristics of the Semilukskian and the Rechitskian sediments, analysis of reservoir properties, geochemical parameters, data on X-ray fluorescent and X-ray analyses. The source rock potential within the South Tatarian Arch has been carried out

Ключевые слова: сланцевая толща, рентгенофлуоресцентный анализ, рентгенографический анализ, нефтематеринский потенциал, Южно-Татарский свод

Key words: shale plays, X-ray fluorescent analysis, X-ray, source rock potential, South Tatarian Arch

Особый интерес вызывает изучение нетрадиционных источников сырья, а именно «сланцевого» газа и «сланцевой» нефти. На сегодняшний день оценка потенциала нетрадиционных источников сырья рассматривается как вектор развития не только нефтяной отрасли, но и мировой энергетики. Аналогами сланцевых толщ США в РТ являются семилукские (доманиковые) и речицкие (мендымские) отложения, в полной мере вселяющие надежду на освоение сланцевых полей.

Работа проводилась в рамках Казанского (Приволжского) федерального университета института геологии и нефтегазовых технологий под руководством И.Н. Плотниковой, В.П. Морозова, Н.Ю. Ильина.

Цель работы - изучение особенностей геологического строения семилукско-речицких отложений в пределах Южно-Татарского свода (ЮТС) и оценка их нефтематеринского потенциала.

Главная задача - анализ данных семилукско-речицких отложений по фильтрационно-емкостным, геохимическим критериям, анализы керновых данных для выявления новых результатов.

Для решения поставленных задач выбрали три скважины: 30075-Восточно-Сулеевская площадь (16 образцов), 4482 - Ново-Елховская площадь (29 образцов), 22074 - Сармановская площадь (7 образцов). По этим скважинам был отобран керновый материал (52 образца) из интересующих интервалов (семилукско-речицких отложений). Далее были проведены следующие анализы: структурно-текстурный - по 52 образцам, рентгенофлуоресцентный (РФА) - по 15 образцам, рентгенографический - по 11 образцам.

РФА — один из современных спектроскопических методов исследования вещества с целью получения его элементного состава. По результатам РФА отмечено, что в представленных образцах значительно меняется содержание SiO2 и СэО, которое свидетельствует о различной степени окремнения пород и их карбонатности.

Рентгенографический анализ - метод исследования минерального состава горных пород, позволяющий определить межатомное плоскостное расстояние, по которому определяется присутствие того или иного минерала в горной породе. По результатам рентгенографического анализа выявлено, что состав семилукско-речицких отложений представлен седиментогенно-диагенетическими минералами - кальцитом, халцедоном, серицитом, полевыми шпатами, пиритом; вторичные - Mg-кальцитом, доломитом, Fe-доломитом. Вторичные изменения наблюдаются повсеместно, однако более интенсивные в карбонатах. К наиболее интенсивным изменениям карбонатов следует отнести перекристаллизацию, преобразование кальцита в Mg-кальцит, доломит, Fe-доломит. Во всех породах наблюдается матричная пористость. Наиболее высокая она среди карбонатно-кремнистых пород с высоким содержанием карбонатного материала.

Обобщая вышеизложенное, следует отметить, что в семилукско-речицких отложениях наблюдается значительное содержание кремнезёма (от 18,46 до 50,50 %) и отсутствие глинистых минералов. Повышенное содержание кремнезёма в доманиковых осадках В.И. Тихомиров объясняет параллельным как биогенным, так и хемогенным осаждением кремнезёма[1, 4]. По данным С.В. Максимовой, в доманиковых осадках Пермской области и Башкирии установлено влияние вулканической деятельности на кремненакопление [1, 3].

Осадконакопление пород верхнедевонского возраста происходило преимущественно в восстановительной геохимической обстановке. В отдельных участках осадка может наблюдаться кислая среда, т.к. избыток СО2 порождает процесс каолинизации монтмориллонитов -результат образования глинистых прослоев.

Оценка нефтематеринского потенциала выполнена по аналогии, т.е. по результатам анализа ранее полученных данных исследования керна

из скважин, пробуренных на западном, юго-восточном склонах ЮТС (скв. 554-Ямашинская, скв. 19077-Кармалинская, скв. 179-Матросовская). В связи с этим целесообразно привести данные пиролитических характеристик, полученных методом Rock-Eval. По данным [2], образцы доманиковых отложений являются незрелыми, т.к. S1 (доля жидких УВ, выделяющихся при нагревании до t = 300 оС) < S2 (количество УВ продуктов разложения керогена в диапазоне t = 300-600 оС) и Tmax < 435 оС. Индекс продуктивности по скв. 554 свидетельствует о незрелости органического вещества (ОВ) (PI < 0,10), а в двух других скважинах (19077, 179) соответствует зрелому ОВ.

Анализ результатов (Rock-Eval) свидетельствует о незрелости ОВ на западном склоне ЮТС. Зрелость ОВ отмечается на юго-восточном склоне ЮТС и присводовой его части. Наибольшее содержание Сорг (4,52 %) зафиксировано на западном склоне ЮТС.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ананьев В.В. Качественная оценка нефтематеринского потенциала семилукско-речицких отложений в пределах Татарстана Георесурсы. - 2010. - № 3. C. 30-33

2. Органическая геохимия осадочной толщи фундамента территории Татарстана Г. П. Каюкова, Г. В. Романов, Р. Г. Лукьянова, Н.С. Шарипова. - М. : ГЕОС, 2009. - 487 с.

3. Максимова С. В. Эколого-фациальные особенности и условия образования доманика. - М. : Наука, 1970. - 101 с.

4. Тихомиров В. И. Геохимические обстановки диагенеза и органическое вещество пород карбонатной формации верхнего девона-нижнего карбона (турне) Геохимия карбонатных отложений системы Камско-Кинельских прогибов ИГиРГИ. - М., 1975. C. 50-60

УДК 553.98.061.43

АНАЛИЗ КОМПЛЕКСИРОВАНИЯ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ТУРНЕЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ БАВЛИНСКОГО И РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ПАВЛОВСКОЙ И ЗЕЛЕНОГОРСКОЙ ПЛОЩАДЕЙ) ANALYSIS OF INTEGRATED METHODS TO DETERMINE FRACTURING OF TOURNAISIAN SEDIMENTS BY EXAMPLES OF BAVLINSKOYE AND ROMASHKINSKOYE FIELDS (PAVLOVSKAYA AND ZELENOGORSKAYA AREAS)

В.Г. Базаревская -к.г.-м.н., заместитель директора по научной работе, ТатНИПИнефть

Е.Н. Дулаева- инженер 2 категории, ТатНИПИнефть Г.А. Лыков- инженер отдела ПиРГ, ТатНИПИнефть

V.G.Bazarevskaya, Ph.D., Deputy Director for Research in Unconventional Reserves Geology, TatNIPIneft E.N.Dulaeva,Geological Engineer, TatNIPIneft G.A. Lykov,Geological Engineer, TatNIPIneft

В условиях современной изученности недр, когда внимание в индустрии всё больше смещается от истощенных разработкой поровых резервуаров в сторону нетрадиционных резервуаров, фильтрационно-ёмкостные свойства которых определяются трещиноватостью, все больший интерес и интенсивное развитие приобретают методы, позволяющие прогнозировать зоны с повышенными фильтрационными характеристиками. В данной работе проведены анализ и комплексирование методов определения трещиноватости турнейских отложений Бавлинского и Ромашкинского месторождений (Павловской и Зеленогорской площадей).

Given high exploration maturity, attention of the industry has been shifted from depleted porous reservoirs to unconventional reservoirs with permeability and porosity determined by fracturing. Thus, methods that allow predicting areas with improved flow characteristics acquire increasing interest and rapid development. The authors have concentrated their research efforts on the analysis and integration of methods to determine fracturing in the Tournaisian sediments in Bavlinskoye and Romashkinskoye fields (Pavlovskaya and Zelenogorskaya areas).

Ключевые слова: трещиноватость, дебиты скважин, обводненность, сейсморазведочные работы

Key words: fracturing, well flow rates, water cut, seismic survey

Более 60 % добываемой в настоящее время нефти в мире приурочено к карбонатным коллекторам. В связи с этим проблема изучения трещинных коллекторов в последние годы приобрела весьма актуальное значение.

Классификация трещин очень разнообразна и различна, в данном случае мы остановимся на изучении трещин тектонического происхождения, т.к. они представляют основной интерес с целью определения их коллекторских свойств. Выяснение происхождения трещиноватости возможно лишь при детальном изучении петрографических и геологических данных, характеризующих породы, и при наличии большого каменного материала.

Турнейские отложения Бавлинского и Ромашкинского месторождений достаточно полно изучены глубоким бурением, аэрокосмогеологическими исследованиями (АКГИ), сейсмолокацией бокового обзора (СЛБО), непродольным вертикальным сейсмопрофилированием (НВСП), геофизическими методами (ГИС), сейсморазведочными работами МОГТ 2D и 3D.

Бавлинское месторождение в региональном тектоническом плане расположено на Бавлинско-Туймазинском валу северо-восточного

простирания, осложняющем юго-восточный склон Южно-Татарского свода. Ромашкинское месторождение приуроченоксводовой части Южно-Татарского свода.

По результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3D на Бавлинском месторождении направление трещиноватости в отложениях турнейского яруса определено как радиальное концентрическое. На Павловской и Зеленогорской площадях Ромашкинского месторождения преобладающее направление трещиноватости отложений турнейского яруса по МОГТ 3D не выделяется.

На участках сейсморазведочных работ проведены также исследования ВСП и СВГ. На Бавлинском месторождении по результатам ВСП установлено северо-восточное направление преимущественной трещиноватости, по СВГ выделяются две системы трещин: субширотного и юго-восточного направлений. На Павловской и Зеленогорской площадях Ромашкинского месторождения по результатам ВСП установлено север-северо-восточное и северовосточное направления трещиноватости, по СВГ выделяются две системы трещин: север-северо-восточного и восток-северо-восточного направлений.

Кроме того, на Бавлинском месторождении и на Павловской и Зеленогорской площадях проведены такие исследования, направленные на выявление трещиноватости, как АКГИ, СЛБО, индикаторные исследования, методы ГИС. По результатам всех вышеуказанных исследований выделены преимущественные направления трещиноватых и разуплотненных зон.

Анализ промысловых характеристик вертикальных скважин в выделенных по АКГИ зонах линеаментной трещиноватости и зон разуплотнения по данным СЛБО показал, что прямой зависимости между начальными дебитами, обводненностью, фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пластов от распространения линеаментной трещиноватости и зон разуплотнения по СЛБО не выявлено. Начальные дебиты и процент обводненности в большей степени зависят от величины депрессии, условий эксплуатации в разные периоды жизни скважины.

С целью изучения трещиноватости авторами проанализировано комплексирование промысловых данных (обводненность, дебиты жидкости и нефти) и зон разуплотнений, выделенных по сейсморазведочным работам МОГТ 3D.Динамика работы скважин проанализирована с 2000 по 2014 гг. Учитывая тот факт, что скважины пробурены и введены в эксплуатацию в разные годы, за начальные дебиты жидкости, нефти и обводненность условно приняты промысловые данные за первый год в общей динамике работы скважин.

Взаимосвязь дебитов нефти, жидкости и обводненности вертикальных и горизонтальных скважин с зонами разуплотнений,

выделенными по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3D, на Бавлинском и Ромашкинском (Павловская и Зеленогорская площади) месторождениях отсутствует вследствие незначительного отличия обводненности вертикальных и горизонтальных скважин, дебитов жидкости и нефти во всех трех зонах.

Тем не менее комплексирование данных сейсморазведочных работМОГТ 3D с методами ГИС и НВСП, отбором ориентированного керна является неотъемлемой частью при определении направления трещиноватых и разуплотненных зон.

Таким образом, выявление ориентированности проводящих коридоров трещиноватых зон позволит локализовать наиболее продуктивные участки залежи, организовать рациональную систему ППД и оптимизировать разработку в целом, а также выбрать наиболее рациональное направление заложения каждой конкретной скважины, что в свою очередь увеличит дебиты скважин и их безводный период работы.

УДК 553.98(470.41)

ПОСТРОЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ С УЧЕТОМ БЛОКОВОГО

СТРОЕНИЯ УЧАСТКА ЗАЛЕЖИ АБДРАХМАНОВСКОЙ ПЛОЩАДИ BUILDING 3D GEOLOGICAL MODEL PROCEEDING FROM BLOCK STRUCTURE OF

ABDRAKHMANOVSKAYA AREA

М.Ш. Магдеев - к.т.н., научный сотрудник, ТатНИПИнефть

С.Н. Михайлов - инженер, ТатНИПИнефть

Р.Г. Магдеева - инженер, ООО «ТНГ-Ленгис»

M.Sh. Magdeev, Research Engineer, TatNIPIneft

S.N. Mikhailov, Exploration Engineer, TatNIPIneft

R.G. Magdeeva, Engineer, OOO TNG-LENGIS

По материалам геофизических исследований в скважинах, расположенных по соседству, выявлено, что уровень ВНК в живетских отложениях отбивается на различных абсолютных отметках. Смоделирована объемная модель, позволяющая провести анализ положения ВНК с учетом блокового строения участка залежи.

Interpretation of well logging run in neighboring wells shows that the oil-water boundaries in the Givetian sediments are found at different TVDSS points. 3D geological model allows analyzing OWC boundaries taking into account block structure of the Abdrakhmanovskaya area of the Romashkinskoye oil field.

Ключевые слова: тектонические нарушения, разлом, геофизические исследования скважин, прогиб, уровень ВНК.

Key words: tectonic dislocations, faults, well logging, depression, OWC boundary

Объектом исследования в представляемой работе является влияние тектонических нарушений на строение залежей муллинских отложений живетского яруса на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения. Данная площадь характеризуется плотной сеткой глубоких скважин, вскрывших муллинские отложения, и расположена в центральной части месторождения, вместе с тем абсолютные отметки кровли живетских отложений не являются наиболее высокими на Ромашкинском поднятии.

В геологическом развитии Абдрахмановской площади основное влияние оказало формирование Уральской геосинклинали Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины. При формировании Предуральского прогиба в кунгурское время образовались разломы субмеридионального направления в связи с наклоном на восток восточной части Русской платформы. С юрского времени начался процесс формирования Прикаспийской впадины, и на рассматриваемой территории площади возникли разломы субширотного простирания как результат опускания южной части ЮТС.

В процессе изучения распределения нефтенасыщения продуктивных пластов муллинского горизонта выявлено, что в скважинах, расположенных по соседству и пробуренных до начала разработки пласта на участке рассматриваемой залежи (1980 г.), по материалам геофизических исследований скважин уровень водонефтяного контакта (ВНК) отбивается на различных абсолютных отметках. В отдельных случаях разница в отметках ВНК достигает 5-6 м (скв. 9051 - 1969 г. бурения, удлинение - 0,21 м; скв. 14300 - 1980 г. бурения, удлинение - 31,0 м; 13813 - 1974 г. бурения, удлинение - 2,6 м).

На основании материалов ГИС в IRAP RMS 2013 поэтапно построена 3D модель участка залежи, в которой отражены предполагаемые тектонические нарушения.

На первом этапе выполнены структурные построения по опорной поверхности подошвы репера «верхний известняк».

На втором этапе определены осевые зоны разломов субмеридионального и субширотного направлений, тем самым выбранный участок разбит на макроблоки, на которых в дальнейшем выделены микроблоки с учетом разницы в гипсометрических отметках более 3-х м.

На третьем этапе смоделирована объемная модель выбранного участка с выделенными разломами, которая позволила провести анализ положения ВНК с учетом блокового строения участка залежи (см. рисунок).

По результатам выполненной работы сделаны следующие выводы и рекомендации.

1. Перестроено геологическое строение участка Абдрахмановской площади с учетом выделения предполагаемых разломов субмеридионального и субширотного направления, определяющих блоковое строение залежи.

2. При подсчете запасов с целью уточнения объемного параметра необходимо учитывать блоковое строение нефтяной залежи.

3. Предложенный пакет RMS не позволяет в полной мере отразить блоковое строение. Остается некоторая пликативная составляющая, влияние которой в разрезе данных не должна превышать величину диагенетического уплотнения терригенных пород.

4. Рекомендуется провести изучение и анализ блокового строения нефтяной залежи с целью определения гидродинамической взаимосвязи пашийских и муллинских отложений.

5. Рекомендуется учитывать блоковое строение разбуриваемых участков при заложении горизонтальных скважин.

Рисунок. 3D модель блокового строения участка залежи Абдрахмановской площади

ЛИТЕРАТУРА:

1. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Б., Хисамов Р.Б., Миронова Л.М., Гатиятуллин Н.С. и др. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. В 2-х томах. -Т.1.-Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. -316 с.

2. Плотникова И.Н., Кавеев И.Х., Плотников Н.А., Сулейманов Э.И. Детализация тектонической структуры поверхности фундамента на Южно-Татарском сводеВопросы иеологии и геоморфологии Южного Урала и Приуралья. Сборник статей.-Уфа:БНЦ Ур АН СССР, 1988. С.27-33.

3. Хисамов Р. С., Войтович Е.Д., Либерман В.Б., Гатиятуллин Н.С., Войтович С.Е. Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории ТатарстанаПод ред.проф., д.г.-м.н.Р.С.Хисамова .Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2006. -328 с.

УДК 550.834+553.98(470.41)

ЗАВИСИМОСТЬ ПРИВЯЗКИ СЕЙСМИЧЕСКОЙ ОТРАЖАЮЩЕЙ ГРАНИЦЫ «У» ОТ УСЛОВИЙ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ БОБРИКОВСКО-АЛЕКСИНСКОГО ВОЗРАСТА (НА ПРИМЕРЕ

ТЕРРИТОРИИ ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА) DEPENDENCE OF U REFLECTOR STRATIGRAPHIC TIE ON DEPOSITIONAL ENVIRONMENT OF BOBRIC-ALEKSINSKIAN SEDIMENTS (BY EXAMPLE OF SOUTH-

А.С. Мухаметзянова - инженер, ТатНИПИнефть О.В. Михайлова - инженер 2 категории, ТатНИПИнефть

A.S. Mukhametzyanova - GeologicalEngineer, TatNIPIneft, O.V. Mikhailova - GeologicalEngineer, TatNIPIneft

В статье рассматриваются проблемы стратиграфического расчленения и привязки отражающей границы «У» к терригенно-карбонатному разрезу бобриковско-тульско-алексинского возраста, обусловленные изменчивостью литологического состава по площади в пределах территории Южно-Татарского свода. В работе охарактеризованы отложения бобриковско-тульско-алексинского комплекса, рассмотрены условия осадконакопления данных отложений и приведены примеры привязки отражающей границы «У» к различным стратиграфическим отметкам.

The problems of stratigraphic dismembering and stratigraphic tie of the U reflector to the Bobric-Tulsian-Aleksinskianterrigenous-carbonate cross-section, attributed to the areal lithologic variation within the territory of the South-Tatarian Arch, are discussed. The paper presents characteristics of the Bobric-Tulsian-Aleksinskian sediments, analyzes depositional environment, and gives examples of the U reflector stratigraphic tie.

Ключевые слова: отражающий горизонт «У», Южно-Татарский свод (ЮТС), стратиграфическая привязка, репер «тульский известняк», зоны осадконакопления.

Key words:U reflector, South-Tatarian Arch, stratigraphic tie, the Tulskian limestone marker bed, deposition zones.

В настоящее время одним из основных и более эффективных методов подготовки объектов являются сейсморазведочные работы. Однако нередко при проектировании работ по разведке исследователи

сталкиваются с ситуацией, когда территория изучаемого месторождения разделена на участки (два и более), затронутые сейсмическими исследованиями разных лет и модификаций. При этом структурные построения на этих участках по основным отражающим границам не коррелируются между собой, поскольку привязаны к разновозрастным толщам. Данная работа посвящена особенностям прослеживания и выделения отражающего горизонта «У» в пределах склонов ЮжноТатарского свода (ЮТС).

Одной из задач сейсморазведочных работ является прослеживание основных отражающих границ с последующей их стратиграфической привязкой. Отражающие границы являются хроностратиграфическими, а не литологическими, хотя во многих случаях и совпадают с ними. Наиболее интенсивные отражающие границы, называемые опорными отражениями, соответствуют границам раздела двух полупространств с различными акустическими свойствами.

На территории ЮТС отражающая граница «У» приурочена к контрастным акустическим границам от терригенно-карбонатных отложений тульского и бобриковского горизонтов к карбонатным отложениям алексинского горизонта.

Для отложений тульского горизонта характерны три зоны осадконакопления, которые определилиразличный литологический состав накапливаемых отложений, что в свою очередь сказывается на интенсивности отображения акустической границы«У», и влечет ее привязку к отложениям различного возраста.

В результате анализа установлено, что на территории ЮТС в тульское время выделялись следующие типы разрезов.

1. Карбонатный тип разреза.

Данный тип разреза развит на юго-восточном склоне ЮТС. Отражающий горизонт «У» приурочен к кровле бобриковского горизонта, т.е. к качественному переходу от карбонатных отложений к терригенным. Следует отметить, что отображение имеет высокое качество прослеживаемости, однако ввиду малой толщины терригенной пачки бобриковского горизонта (9-13 м) отображение обусловлено суммарным эффектом от двух отражающих границ - кровли бобриковского горизонта и поверхности турнейского яруса.

2. Карбонатно-терригенный тип разреза.

На территории юго-восточной части западного склона, свода, восточного склона ЮТС карбонатные породы тульского горизонта постепенно замещаются терригенными. Глубины бассейна были незначительны, потому в данной зоне отсутствует региональный репер «тульский известняк», выделяется лишь его аналог (скв. 2108 Ново-Елховская, 3166 Федотовская, 18819 Павловская).

Отражающая граница «У» приурочена к кровле тульского горизонта, обладает высокой интенсивностью, устойчивой формой и динамикой записи.

3. Терригенно-карбонатный тип разреза.

Данные осадки накапливались в более глубоководной части моря, то в отличие от предыдущей зоны получили развитие прослои известняков толщиной 2-4 м, приуроченные обычно к верхней части горизонта (репер «тульский известняк») (скв. 2225 Ульяновская, 4264, 7462 Архангельские).

Отражающая граница «У» на данной территории имеет различную привязку:

а) к кровле тульского горизонта, на большей частизападного, северо-западного склонов. Отображение «У»представлено интенсивным многофазным колебанием. На схеме корреляции данная граница также четко прослеживается как на диаграммах стандартного, так и радиоактивного каротажей (скв. 2225 Ульяновская, 4264, 7462 Архангельские). Репер «тульский известняк» имеет толщину не более 2 м, поэтому не может иметь четкого отражения по сравнению с мощной пачкой карбонатов алексинского горизонта;

б) к подошве репера «тульский известняк» на площади Бухарского, Бахчисарайского месторождений северного склона ЮТС. В кровле тульского горизонта пласт-коллектор Тл-4 выделяется в основном в зоне развития ККСП, в местах его выклинивания толщина глинистой перемычки составляет менее 2 м. Поскольку на данной территории карбонатный пласт репера «тульский известняк» выдержан и его толщина составляет более 4 м, то данное отражение акустически более выражено.

Таким образом, в результате выявленных особенностей отображения ОГ «У» необходимо учитывать условия осадконакопления в изучаемый отрезок времени. Также при сопоставлении нескольких структурных карт сопредельных территорий делать привязку к единой стратиграфической границе. Вышеперечисленные факторы приводят к сложности создания единой структурной карты РТ.

УДК 550.83556.3:553.98(470.41)

ПРИМЕНЕНИЕ ГЕОРАДАРНОГО КОМПЛЕКСА «ЛОЗА-Н» ПРИ КАРТИРОВАНИИ ШЕШМИНСКИХ ПЕСЧАНИКОВ НА САРАБИКУЛОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИЯ СВН

М.Г. Чернышова - начальник центра НПЦ «Геофизические и

геохимические методы», ТГРУ ОАО «Татнефть», г. Казань

И.В. Дергунов - геолог 2 категории, ТГРУ ОАО «Татнефть», г. Казань

Р.И. Гатауллин - зам. начальника центра ТГРУ ОАО «Татнефть», г.Казань

Ю.А. Гринько - геолог 2 категории ТГРУ ОАО «Татнефть», г. Казань M.G. Chernyshova, I.V. Dergunov, R.I. Gataullin, Y.A. Grinko Tatar geological prospecting department of Tatneft OJSC

Ключевые слова: георадар, свехвязкие нефти, уфимский ярус.

За последние годы интерес к использованию подповерхностного радиолокационного зондирования находится в стадии постоянного бурного роста.

Принцип действия аппаратуры радиолокационного зондирования (в общепринятой терминологии - георадара) основан на излучении сверхширокополосных электромагнитных волн и приеме сигналов, отраженных от границ раздела слоев зондируемой среды, имеющих различные электрофизические свойства. Такими границами раздела в исследуемых средах являются, например, контакт между сухими и влагонасыщенными грунтами, контакты между породами различного литологического состава, между породой и материалом искусственного сооружения и т.д.

Геофизический комплекс (георадар) «ЛОЗА-Н» разработан сотрудниками ВНИИСМИ, г. Москва.

Отличительной особенностью приборов серии ЛОЗА, по сравнению с известными зарубежными и отечественными аналогами, является большой энергетический потенциал, позволяющий работать в средах с высокой проводимостью.

Использование низкочастотных антенн 10, 15 и 25 МГц и сверхмощного передатчика 10 МВт делает прибор «ЛОЗА-Н» уникальным исследовательским средством геологических структур до глубин 100-150 метров. С его помощью можно решать большой круг геологических и инженерных задач. Неудобство, связанное с большими размерами и весом антенн целиком перекрывается новыми возможностями и качеством получаемой информации.

Летом 2014 года сотрудниками ТГРУ проведены опытные работы по картированию кровли шешминских песчаников на Сарабикуловском месторождения СВН.

При выборе участка для опытных работ учитывалось достаточное количество пробуренных скважин и минимум наземных и подземных коммуникаций.

Район работ приурочен к землям Черемшанского и Лениногорского районов Республики Татарстан, в 32 км на юго-западе от г. Альметьевск, в окрестностях деревни Сарабикулово.

На Сарабикуловском месторождении отработано 8 профилей общей протяженностью 25310 м.

Стратиграфическая привязка отражающих границ к реальным геологическим границам осуществлялась на основе сопоставления с данными отбора керна и материалов интерпретации ГИС в струтурных скважинах.

Присутствие мощных слоев глин или плотного суглинка приводит к потере электромагнитного сигнала, иногда из-за поглощения полностью «экранируются» нижележащие слои. Глубина зондирования на Сарабикуловской залежи составила 100-160м. Были прослежены основные отражающие границы, имеющие следующую стратиграфическую приуроченность:

P2kz1 кровля отложений нижнеказанского подъяруса;

P2uf кровля отложений уфимского яруса, шешминской свиты.

Также на радарограммах фиксируется нижняя граница нефтенасыщенных песчаников уфимского яруса.

В ходе георадарных исследований в пределах Сарабикуловского месторождения построена структурная карта по границе кровли уфимского яруса. Сарабикуловское антиклинальное поднятие не правильной формы оконтуривается по изогипсе 60м. Размеры структуры 1700х1400 метров. Максимальная амплитуда прослеживается в восточной части поднятия до 25м. Неправильная форма положительной структуры обусловлена осложнением геологического строения. В работе представлено сопоставление структурной карты кровли уфимского яруса построенной по результатам георадарных исследований результатам структурного построения по данным структурного и глубокого бурения. В ходе сравнения графических построений по данным электромагнитного профилирования отмечаются более точные элементы линейных размеров и конфигурации Сарабикуловского поднятия. Вместе с тем, общее пространственное положения Сарабикуловской структуры, выделяемой по границе кровли шешминского горизонта уфимского яруса сохраняется.

По данным георадарного обследования установлены границы распространения зоны размыва верхнеказанских отложений. Зона выклинивания верхнеказанских отложений закартирована в понижениях местности и приурочена к пойменной части реки Шешма.

В результате интерпретации радарограмм в плане были прослежен ряд разломов. Тектонические нарушения довольно четко коррелируются с линиаментами речной и овражной сети. Большинство разломов имеют субмеридианальное простирание. Наиболее детально по 6 профилям прослеживается разлом северо-восточного простирания, который четко коррелируется с коленообразным изгибом реки Шешма севернее деревни Сарабикулово. К данному тектоническому нарушению с большой долей вероятности приурочены поверхностные нефтепроявления на правом берегу реки Шешма.

В ходе интерпретационных работ выделена нефтенасыщенная пачка шешминского горизонта и построена карта мощности нефтенасыщеной пачки шешминского горизонта уфимского яруса. Максимальная мощность нефтенасыщенного слоя 36 метров отмечается в купольной части Сарабикуловского поднятия в районе скв.7.

Сопоставление карт нефтенасыщенных толщин продуктивных отложений шешминского горизонта уфимского яруса построенных по разным данным указывает на увеличение по данным георадарного исследования контура нефтеносности и мощности нефтенасыщенных толщин Сарабикуловской залежи.

В ходе работ установлено, георадарные исследования наряду с многочисленными преимуществами имеют некоторые ограничения. Недостатком являются техногенные помехи, затрудняющие обработку данных. Также обязательным условием производства георадарных исследований является наличие пробуренных скважин, необходимых для коррекции скоростных характеристик электромагнитного импульса и привязки отражающих границ к литологостратиграфическому разрезу осадочных пород.

Несмотря на это, георадиолокация, являясь относительно дешевым методом с высокой производительностью и удовлетворительной разрешающей способностью, в полной мере начинает реализовывать свое основное преимущество в геологии по отношению к сейсморазведке и бурению.

Стоимость георадарных исследований составляет 150 - 200 тыс. рублей за погонный километр. Учитывая затраты на бурение оценочных битумных скважин (1,5 млн.руб - 1 скважина) и сейсморазведочные работы (2 млн.рубкм), при развитии метода георадиолокации, появляется возможность получить колоссальный экономический эффект.

УДК 378 (075.8):528.48 ББК26.1я73

СОЗДАНИЕ ЦИФРОВОЙ МОДЕЛИ ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКОГО

ПРИРОДНОГО ОБЪЕКТА DIGITAL MODEL OF THE GEOMORPHOLOGIC NATURE OBJECT CREATION

Р.Н. Бурханов - к.г.-м.н., доцент, зав. кафедрой геологии, проректор по научной работе, Альметьевский государственный нефтяной институт Ramis N.Burkhanov - PhD in geology and mineralogy, an associate professor, the head of the geology department, the Pro-Rector for Research, ASOI

В статье рассматриваются особенности организации и проведения топографо-геодезических работ для описания геоморфологического

памятника природы. На примере особо охраняемой природной территории Республики Татарстан «Озеро Акташский провал» рассматриваются технико-технологическое обеспечение полевых работ и программное обеспечение автоматизированной камеральной обработки данных с целью создания цифровой модели.

The article is about the organization and carrying out topographic and geodetic works for the geomorphologic nature object nature monument description. Technical and technological support for field works and software for automated processing of cameral data are considered on the example of especially protected natural area of the Tatarstan Republic «The Aktash Collapse Lake». The possibilities of survey for creation the digital model are shown.

Ключевые слова: геоморфологический объект, особо охраняемая природная территория, GPS съемка, цифровая модель рельефа, карстовый провал, программное обеспечение, тахеометр, камеральные работы, полевые работы.

Key words: geomorphologic object especially protected natural area, GPS survey, digital model of a relief, karst collapse, software, tacheometer, cameral works, field work.

Геоморфологические объекты (памятники) природы - это особые формы рельефа, интересные своим внешним видом, размерами или происхождением. Они ценны и как объекты познавательных экскурсий. Геоморфологические объекты порой трудно отделить от геологических объектов. Например, скалы можно рассматривать как геологический памятник, если они сложены редкими горными породами, и как объект геоморфологический, если это интересные по внешнему виду и размерам обнажения горных пород, нередко они бывают и теми и другими. В Татарстане в качестве геоморфологических объектов рассматриваются овражно-балочные системы, речные долины, аккумулятивные и эрозионные формы рельефа, карстовые воронки и провалы. Для геоморфологических объектов топографо-геодезические работы следует рассматривать как обязательный вид работ.

В статье рассматриваются технико-технологические особенности организации и проведения топографо-геодезических работ для описания геологического памятника природы, на примере особо охраняемой природной территории Республики Татарстан «Озеро Акташский провал». Топографо-геодезические работы проводились в три этапа.Топографо-геодезические работы проводились в три этапа [13]. На первом этапе было создано планово-высотное обоснование работ, представляющем собой сеть пунктов с известным планово-высотным положением закрепленных на местности. Для этих целей использовался комплект GPS приемников Sokkia Stratus. На втором этапе осуществлялась съемка подробностей местности. Эта задача решалась средствами электронной тахеометрической съемки с применением электронного тахеометра SET 3 30R [4-8]. На третьем

этапе осуществлялась камеральная автоматизированная обработка собранных полевых данных в программных средах Spectrum Survey Suite, Planning, Map Suite, CREDO DAT, CREDO ТОПОПЛАН [9-13].

Для создания сети пунктов планово-высотного обоснования использовалась система Sokkia Stratus - комплект одночастотных 12-ти канальных, работающих на частоте L1 (1575,42 МГц), GPS приемников, предназначенных для точных координатных определений и программное обеспечение постобработки полевых данных. Офисное программное обеспечение включает Spectrum Survey Suite -программный пакет, предназначенный для импорта в компьютер и первичной обработки данных, собранных приемниками и представления графических и табличных отсчетов и Planning - программный пакет, предназначенный для планирования полевых измерений. На территории памятника были созданы 4 пункта ПВО с известным планово-высотным положением в системах WGS-84 и СК-42, с которых осуществлялась съемка подробностей местности. Для съемки подробностей местности использовался тахеометр SET 3 30R. Прибор использовался в режиме Координатные измерения». В офисе с помощью ПО «Map Suite» осуществляется импорт полевых данных в компьютер. Было определено планово-высотное положение более 400 реечных точек.

Дальнейшая работа осуществлялась в среде «CREDO DAT», в которой производилась обработка всех полученных измерений и построение цифровой модели ситуации (рис.1). Система реечных точек определяют положение металлического ограждения вокруг провала, верхнюю кромку провала, положение уровня воды в озере, другие топографические объекты - линию электропередач, деревья, грунтовую дорогу. В «CREDO DAT» производилось построение точечных, линейных пространственных топографических объектов.

Рис.1. Рабочее окно построения цифровой модели ситуации Построение топографической модели местности осуществлялась в ПО «CREDO ТОПОПЛАН», где предварительно создаются тематические

слои - растительность, гидрография, ограждения, дороги, ЛЭП и другие. Осуществлялось построение поверхности с выбранным шагом изогипс рельефа, откосов, бергштрихов, отметок изогипс. Перед запуском программы в менеджере баз данных менеджере баз данных создается и активируется персональная база данных (рис.2). Программный продукт также позволяет создавать точечные, линейные и площадные объекты, осуществлять подготовку и вывод на печать чертежей [14-15].

ф А ».»¦» Vnw» г^ярцп Ч11 fciw» Ом CTWJ

jie о® MS1** cx i-ts ; » .Mriip aos>D

•+¦ • » i:: ¦ л h i s Lbbf.acA- » iiji -c

• Иц 1Н>|Цмчя у Гш»

Яч-СЮ ° * * Ь 4 t> ? . 51 1» .... 1 ¦ tw-» 0 Акпи^л^пфп

— »*г —2 к + X » X + V di

Рис.2. Рабочее окно построения цифровой модели рельефа

С помощью топографических работ были определены геометрические параметры карстового провала, представляющего собой уникальную для региона форму рельефа. Проведенные работы показали, что с помощью топографо-геодезических работ можно решать широкий круг задач детального изучения и описания геоморфологических памятников. На примере особо охраняемой природной территории «Озеро Акташский провал» показана их актуальность для изучения геоморфологических природных объектов.

Рис.3. Геоморфологический объект и его цифровая модель

Вместе с тем, проблема наиболее точного воспроизведения природного объекта на цифровой модели еще не скоро будет решена, что хорошо показано на рис.3, который иллюстрирует геоморфологический объект «Озеро Акташский провал» и его цифровую модель.

ЛИТЕРАТУРА

1. Бурханов Р.Н. Изучение геологического строения верхнепермских и четвертичных отложений и карстовых процессов в окрестностях г. Альметьевск»Отчет научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013. - 72 с.

2. Бурханов Р.Н. Описание геологического памятника природы «Озеро Акташский провал» Отчет научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ.- Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013.- 53 с.

3. Организационное, научно-техническое и методическое обеспечение проведения учебной инженерно-геодезической практики Материалы научной сессии ученых по итогам 2008 года. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2009. - С. 78.

4. Бурханов Р.Н. Инженерная геодезия: Курс лекций по дисциплине «Инженерная геодезия» для бакалавров направления 131000 «(Нефтегазовое дело» профилей «Сооружение и ремонт газонефтепрводов и газонефтехранилищ» и Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки очной и заочной форм обучения.-Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2014.- 132с.

5. Бурханов Р.Н. Инженерная геодезия: Методические указания для лабораторных, самостоятельных и контрольных работ.-Альметьевск, Альметьевский государственный нефтяной институт, 2014.-204 с.

6. Бурханов Р.Н. Научное и аппаратное обеспечение инженерно-геодезической практики Теория и практика современного профессионального образования. Т.1., № 1 (1). - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013. - С. 188192.

7. Бурханов Р.Н. Ханнанов М.Т., Аюпов Л.Г. Инженерная геодезия: Учебно-методическое пособие для лабораторных работ, самостоятельной работы и учебной инженерно-геодезической практики. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. - 158 С.

8. Бурханов Р.Н. Инженерная геодезия: Рабочая программа для подготовки бакалавров по направлению 131000 «Нефтегазовое дело». - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2012. - 13 С.

9. Бурханов Р.Н. Гзоинформатика: рабочая программа для подготовки бакалавров по направлению 131000 «Нефтегазовое дело». -Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2012. - 19 С.

10. Бурханов Р.Н., Кадырова Л. Б. Лабораторный практикум по геоинформатике: Учебно-методическое пособие для студентов, обучающихся по направлению подготовки дипломированных специалистов 130509.65 «(Нефтегазовое дело».-Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2009.

11. Бурханов Р.Н. Геоинформатика: Методические указания для лабораторных, самостоятельных и контрольных работ по дисциплине «Геоинформатика» для бакалавров направления 131000 «(Нефтегазовое дело» профилей «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» и Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки заочной и очной форм обучения Бурханов Р. Н.-Альметьевск, АГНИ, 2014.-106 с.

12. Бурханов Р.Н. Геоинформатика: Курс лекций по дисциплине «

13. Бурханов Р.Н., Ибрагимов И.И., Меньшина Г.Ф. Подготовка учебно-методического комплекса дисциплины «

14. Бурханов Р.Н. Геология для школьника. Часть 9. Основы полевой геологической съемки Учебное пособие Под ред. Р. С. Хисамова.-Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013. - 48 с.

15. Бурханов Р.Н. Геология для школьника. Часть 8. Геологические карты и разрезы: Учебное пособиеПод ред. Р. С. Хисамова.-Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013. -44 с.

ОБОСНОВАНИЕ УСТРОЙСТВА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРЕЛОМЛЕНИЯ И СРЕДНЕЙ ДИСПЕРСИИ НЕФТИ НА УСТЬЕ

ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ SUBSTANTIATION OF THE DEVICE TO MEASURE OILS REFRACTION AND DISPERSION INDICATORS ON THE WELL MOUTH

Р.Н. Бурханов - к.г.-м.н., доцент, зав. кафедрой геологии, проректор по научной работе, Альметьевский государственный нефтяной институт

Ramis N.Burkhanov - PhD in geology and mineralogy, an associate professor, the head of the geology department, the Pro-Rector for Research, ASOI

Обосновывается устройство для измерения показателей преломления и дисперсии нефти на устье добывающей скважины.

The device to measure oils refraction and dispersion indicators on the production well mouth is submitted.

Ключевые слова: оптические исследования нефти, коэффициент светопоглощения нефти, оптическая плотность нефти, показатели преломления и дисперсии, мобильное устройство.

Keywords: oil optical researches, coefficient of oils light absorption, oil optical density, refraction and dispersion indicators, mobile device.

Оптические исследования нефти применяются в различных целях разведки и разработки месторождений нефти [1-10]. При этом

осуществляется отбор проб нефти на устье скважины, которые затем направляются в лабораторию на продолжительные и громоздкие лабораторные и аналитические исследования [11-23]. Результаты таких исследований поступят на промыслы со значительной задержкой по времени, сами результаты могут быть искажены вследствие изменения физико-химических характеристик проб при их транспортировке и хранении. Поэтому разработаны конструкции устройств для исследования коэффициентов светопоглощения нефти на устье скважины и непосредственно в скважине [24-30].

Предлагаемое устройство может использоваться для измерения показателей преломления и средней дисперсии сырой нефти, расходомера, пробоотборника или обычного сборника или в различных сочетаниях, в зависимости от решаемых задач. Возможность модульного исполнения, когда комплектация отдельных модулей и их количество определяется назначением устройства. Измерение свойств сырой нефти (неизмененной в процессе транспортировки и хранения в лаборатории) непосредственно на устье скважины. Возможность одновременного исследования среды в отраженном и преломленном свете и в широком спектральном диапазоне, что не ограничивает возможности использования устройства в зависимости от плотности, прозрачности, других физико-химических свойств нефти. Возможность сканирования нефти в широком спектральном диапазоне длин волн или определения показателя преломления для излучения заданной длины волны. Это позволяет определить и использовать затем в геолого-промысловых целях показатели преломления для светового излучения той длины волны, которые наилучшим образом коррелируются с геолого-промысловыми данными скважины или месторождения в целом. Возможность одновременного определения показателей преломления и средней дисперсии исследуемой среды, а также возможность определения средней дисперсии в заданном интервале длин волн светового излучения. Это позволяет использовать в геолого-промысловых целях показатели средней дисперсии такого интервала длин волн светового излучения, которые наилучшим образом коррелируется с геолого-промысловыми данными скважины или месторождения в целом. Возможность получения данных с заданной дискретностью в заданном интервале времени исследования добывающей скважины, что позволяет получить наиболее достоверные сведения об изменении свойств жидкостей в процессе эксплуатации скважины. Возможность получения данных в режиме on-line для дальнейшей корреляции их с другими геолого-промысловыми данными. Возможность использования устройства в качестве расходомера для определения относительного дебита скважины по нефти, воде и определения обводненности продукции. Устройство может быть использовано для исследования плотности и других физико-химических

свойств добываемой нефти и их изменения во времени, для оценки эффективности применения различных видов геолого-технических мероприятий, в том числе направленных на повышение нефтеотдачи пластов. Исследования добывающих скважин с использованием устройства в комплексе с геофизическими и гидродинамическими методами исследований скважин значительно увеличит надежность контроля разработки нефтяного месторождения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Хисамов Р.С., Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т. Способ эксплуатации скважины. Патент РФ № 2304701, 20.08.2007 г.

2. Хисамов Р.С., Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи. Патент РФ № 2304705, 20.08.2007 г.

3. Бурханов Р.Н. Оптические свойства нефтиУченые записки Альметьевского государственного нефтяного института, т.IX. Часть 2. - Альметьесвк: АГНИ, 2012. -С.238-248.

4. Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т., Валиуллин И. В. Применение оптического метода в геолого-промысловых целях Известия вузов. Нефть и газ.-2006.-№ 1 .-С.4-10.

5. Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т. Перспективы применения оптических исследований для подсчета остаточных извлекаемых запасов нефтиУченые записки Альметьевского государственного нефтяного института, т.IX.- Альметьесвк: АГНИ, 2011.-С. 19-28.

6. Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т., Фаррахов И.М. Особенности оптических свойств нефти горизонтальных скважинГеология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2013.-№4.-С.50-54.

7. Бурханов Р.Н., Валлиулин И. В. Оптические свойства углеводородной смеси Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института, т. XI. Часть 2. - Альметьесвк: АГНИ, 2013. -С. 152-157.

8. Бурханов Р.Н., Валлиулин И. В. Геология и оптические свойства углеводородной смеси Ярактинского нефтегазоконденсатного месторожденияУченые записки Альметьевского государственного нефтяного института, т. XI. Часть 2. - Альметьесвк: АГНИ, 2013. -С. 158-162.

9. Бурханов Р.Н., Валлиулин И. В. Особенности геологического строения и оптические свойства углеводородных смесей Непско-Ботуобинской нефтегазоносной областиМатериалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института, т.1. Часть 1.- Альметьесвк: АГНИ, 2013. -С.90-97.

10. Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т., Фаррахов И.М. Рефрактометрические исследования тяжелой и высоковязкой

нефтиМатериалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института, т.1.- Альметьесвк: АГНИ, 2012. -С. 16-20.

11. Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т., Фаррахов И.М. Теоретические основы рефрактометрических исследованийМатериалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института, т.1.- Альметьесвк: АГНИ, 2012. -С.20-21.

12. Бурханов Р.Н., Максютин А. В. Обобщение результатов оптических исследований нефти Архангельского месторожденияГеология, география и глобальная энергия.-2013.-№2(49).-С. 34-40.

13. Бурханов Р.Н., Хазипов Р. Р., Ханнанов М.Т. Применение оптического метода для оценки сшитых полимерных систем на примере тульских отложений Архангельского месторождения Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2010.-№3.-С. 52-55.

14. Фаррахов И.М., Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т. Закономерности изменения оптических свойств добываемой нефти при полимерном заводнении Архангельского месторожденияНефть, газ и бизнес.-2010.-№3.-С. 66-69.

15. Фаррахов И.М., Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т. Корреляция оптических свойств нефти и показателей разработки верейского карбонатного комплексаАрхангельского месторождения Республики ТатарстанГеология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2010.-№8.-С. 55-58.

16. Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т. Фильтрация при корреляции оптических лабораторных данных и накопленной добычиМатериалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института, т.1. Часть 1.- Альметьесвк: АГНИ, 2011. -С.78-80.

17. Бурханов Р.Н. Опыт исследования оптических свойств углеводородных смесей нефтегазоконденсатного месторожденияУченые записки Альметьевского государственного нефтяного института, Т.12, №2.-Альметьевск:АГНИ, 2014г.-С.224-232.

18. Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т., Фаррахов И.М. Оптические свойства нефти неоднородной залежиМатериалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института, т.1. № 1.-Альметьесвк: АГНИ, 2014. -С.215-220.

19. Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т., Фаррахов И.М. Оптические свойства нефти многопластового эксплуатационного объектаМатериалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института, т.1. № 1.- Альметьесвк: АГНИ, 2014. -С.220-224.

20. Бурханов Р.Н., Лутфуллин А. А. Оптические свойства нефтеконденсатных смесейМатериалы научной сессии ученых

Альметьевского государственного нефтяного института, т.1. № 1.-Альметьесвк: АГНИ, 2014. -С.224-228.

21. Бурханов Р.Н., Хазипов Р.Р., Ханнанов М.Т. Способ исследования скважины для оценки остаточных извлекаемых запасовМатериалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института, т.1. № 1.- Альметьесвк: АГНИ, 2014. -С.228-232.

22. Раупов И.Р., Кондрашева Н.К., Бурханов Р.Н., Щербаков Г.Ю. Контроль за разработкой нефтяного месторождения при внутрипластовой изоляции оптическим методомМатериалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института, т.1. № 1.- Альметьесвк: АГНИ, 2014. -С.252-257.

23. Раупов И.Р., Кондрашева Н.К., Бурханов Р.Н, Хрускин С.В. Метод контроля за разработкой нефтяного месторождения на завершающей стадии при внутрипластовой водоизоляцииВестник ЦКР Роснедра.- 2014. №4. С.30-35.

24. Бурханов Р.Н. Способ исследования скважин оптическими методами для определения количества остаточных извлекаемых запасов разрабатываемого месторождения. Патент РФ № 2496982, 23.03.2012 г.

25. Бурханов Р.Н., Раупов И. Р. Мобильное устройство автоматизированного измерения оптических свойств нефти на устье нефтедобывающей скважины. Патент РФ № 123455, 04.07.2012 г.

26. Бурханов Р.Н., Щербаков Г.Ю. Скважинное фотометрическое устройство. Патент РФ № 122434, 27.10.2012 г.

27. Бурханов Р.Н. Скважинное устройство для измерения оптических свойств нефти на устье скважины. Патент РФ № 116893, 10.06.2012г.

28. Бурханов Р.Н. Устройство для исследования показателей преломения и дисперсии нефти на устье добывающей скважины. Патент РФ № 146223, 25.12.2013г.

29. Раупов И.Р., Кондрашева Н.К., Бурханов Р.Н., Щербаков Г.Ю. Устройство для измерения коэффициента светопоглощения нефти на устье скважиныМатериалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института, т.1. № 1.-Альметьесвк: АГНИ, 2014. -С.237-242.

30. Раупов И. Р., Кондрашева Н.К., Бурханов Р.Н. Разработка мобильного устройства для измерения оптических свойств нефти при решении геолого-промысловых задачЭлектронный научный журнал «Нефтегазовое дело».-2014.-№3. С. 17-32.

ЛИТОЛОГИЯ И СТРАТИГРАФИЯ КАЗАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В ОБНАЖЕНИЯХ КИЧУЙСКОЙ ГОРЫ

THE KAZAN DEPOSITS LITHOLOGY AND STRATIGRAPHY IN THE OUTCROPS

OF KICHUY MOUNTAIN Р.Н. Бурханов - к.г.-м.н., доцент, зав. кафедрой геологии, проректор по научной работе, Альметьевский государственный нефтяной институт Ramis N.Burkhanov - PhD in geology and mineralogy, an associate professor, the head of the geology department, the Pro-Rector for Research, Almetyevsk State Oil Institute

Приводится литологическое и стратиграфическое описание казанских отложений в обнажениях Кичуйской горы Альметьевского района Республики Татарстан.

The Kazan deposits lithologic and stratigrafic description in outcrops of the Kichuy mountain of Almetyevsk area of Tatarstan Republic is provided.

Ключевые слова: казанские отложения, ярус, горизонт, обнажения пород, стратиграфия, литология, толщина, песчаник, известняк

Keywords: the Kazan deposits, stage, horizon, outcrops of rocks, stratigraphy, lithology, thickness, sandstone, limestone

Гора Кичуйская расположена в 25 км к востоку от Альметьевска на правом эрозионный склоне долины р.Кичуй к северо-востоку от деревни Кичуй. Верхняя отметка горы составляет 250, отметка в пойме реки 125, высота горы составляет 125 м (рис.1). Гора сложена преимущественно терригенными породами казанского и татарского ярусов.

Снизу вверх на юго-западном склоне горы, справа от дороги Кичуй-Дербедень в заброшенном карьере по добыче строительного песка размерами 300х12 м обнажаются породы казанского яруса (нижнеказанский поъдярус верхняя пачка kaz12, рис. 2).

Слой 1. Песчаники светло-коричневые, крепко-сцементированные, среднезернистые, известковистые, массивные с маломощными прослоями 10-15 см слабо сцементированных глинистых песчаников, общая видимая толщина - до 4.5 м. Содержат многочисенные конкреции и желваки лимонитизированного песчаника до 10-15 см и более в диаметре (рис.3). Обнажение разбито системой вертикальных и горизонтальных трещин на блоки - подушкообразные отдельности размерами 1х1 м (рис. 4). В верхней части песчаники более плотные, известковистые, местами кремнистые. В нижней части обнажения песчаники менее сцементированные, железистые, глинистые.

Слой 2. Песчаники слабосцементированные, в верхней части сильно глинистые толщиной до 5 м. В нижней части серо-зеленые

(2.1, рис. 5), в верхней части светло-коричневые сильно-глинистые, рыхлые (2.2, рис. 6).

Рис.1. Вид на юго-западный склон горы

Рис. 2. Фрагмент геологической карты

Слой 3. Известняк светло-коричневый, хемогенный, тонкозернистый, выветрелый, плитчатый, с включениями кристаллического кальцита (рис.7.), участками доломитизированные и сильнокремнистые, толщина до 2 м (рис.8). Выше по разрезу на склоне горы в лесном

массиве находится заброшенная система штолен и шахт конца 19 начала 20 веков по добыче медистого песчаника в песчаниках казанского яруса (верхнеказанский подярус средняя пачка kaz22).

Слой 4. Песчаник вишневый, местами бурый, красно-коричневый, крупнозернистый, слабосцементированный, глинистый, прослоями крепкий известковистый.

Рис.3. Общий вид обнажения Рис.4. Подушкообразные отдельности

Рис.5. Конкреции лимонитизированного песчаника

Рис.6. Обнажения у подножия горы

Рис.7. Трещины и пустоты Рис.8. Кремнистые участки

ЛИТЕРАТУРА

1. Бурханов Р.Н., Кадырова Л.Б., Меньшина Г.Ф., Каримова Р.М. Общая геология с основами минералогии и петрографии: Учебно-методическое пособие. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2009.- 80 С.

2. Бурханов Р.Н., Гуревич В.М., Бурханова Г.Р., Сабирзянова З.М. Пособие к лабораторным работам по геологии: Учебное пособие. -Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2001.-90 С.

3. Бурханов Р.Н. Гуревич В.М. Инженерная геология: Лабораторный практикум по дисциплине «Геология и литология» для бакалавров направления 131000 «(Нефтегазовое дело» всех форм обучения. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2012.-132 С.

4. Бурханов Р.Н. Учебно-методический комплекс полевой олимпиады юных геологов Теория и практика современного профессионального образования. Т.1. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013.- С.178-181.

5. Бурханов Р.Н. Описание песчаников Шешминского горизонта в обнаженииМатериалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. Т.1., № 1.- Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2014.-72 с.

6. Бурханов Р.Н. Изучение геологического строения верхнепермских и четвертичных отложений и карстовых процессов в окрестностях г. Альметьевск»Отчет научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013.-72 с.

7. Бурханов Р.Н. Описание геологического памятника природы «Озеро Акташский провал» Отчет научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013.-53 с.

8. Бурханов Р.Н. Геология для школьника. Часть 9. Основы полевой геологической съемки Учебное пособие Под ред. Р. С. Хисамова.-Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013. - 48 с.

9. Бурханов Р.Н. Геология для школьника. Часть 8. Геологические карты и разрезы: Учебное пособиеПод ред. Р. С. Хисамова.-Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт,

10. Бурханов Р.Н. Геоогические памятники природы юго-востока Республики ТатарстанУченые записки АГНИ. Т.12., №2.-Альметьевск:Альметьевский государственный нефтяной институт,

11. Бурханов Р.Н. Описание геологического памятника природы «(Озеро Акташский провал» Ученые записки АГНИ. Т.12., №2.-Альметьевск:Альметьевский государственный нефтяной институт, 2014.-200-212 с.

12. Бурханов Р.Н., Киселева И. Б. Описание геологического памятника природы «(Озеро Акташский провал» Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. Т.1, Часть 1.-Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013.-72 с.

13. Бурханов Р.Н. Научное, организационное и методическое обеспечение геолого-съемочной практики для школьников Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. Т.1. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013. -С.97-101.

МЕТОД КОНТРОЛЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ВНУТРИПЛАСТОВОЙ ВОДОИЗОЛЯЦИИ OIL FIELDS METHOD CONTROL OF IN-SITU WATER SHUTOFF

И.Р. Раупов - аспирант кафедры РНГМ, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

H.К. Кондрашева - д.т.н., профессор кафедры ХТПЭ, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Р.Н. Бурханов - к.г.-м.н., доцент кафедры Геологии, Альметьевский государственный нефтяной институт

I.R. Raupov - post-graduate student ofdepartment of development and operation of oil and gas fields, National mineral resources university

N.K. Kondrasheva - doctor of engineering, professor of department of furnace technology and processing of utilities, National mineral resources university

R.N. Burkhanov - candidate of geologic-mineralogical sciences, assistant professor of department of Geology, Almetyevsk state oil institute

В данной работе авторами приведены результаты лабораторных исследований оптических свойств нефти, анализа промысловых данных до и после проведения различных технологий внутрипластовой водоизоляции, на Ново-Елховском нефтяном месторождении. Установлены корреляционные зависимости между изменением коэффициента светопоглощения нефти и изменением обводненности и дебита нефти. Отмечены наиболее технологически эффективные методы увеличения нефтеизвлечения с применением водоизолирующих композиций.

The correlation between change in the coefficient of absorption oil and the change of water content and rate of recovery.Marked the most.

In this work are described laboratory studies results of oil optical properties, field data analysis before and after application of various in-situ water shutofftechnologies on the Novo-Elkhovskoye oil field. Correlation dependences are elucidated between coefficient of light absorption changes and water cut and oil flow rate changes. More technologically effective methods of enhanced oil recovery are marked with the using of water shutoff compositions.

Ключевые слова:обводненность, дебит нефти, коэффициент светопоглощения нефти, трудноизвлекаемые запасы, остаточная нефть, внутрипластовая водоизоляция

Keywords:water cut, oil flow rate, coefficient of light absorption, hard to recover reserves, residual oil, in-situ water shutoff

Объектом исследования выбрана Акташская площадь Ново-Елховского нефтяного месторождения, основными нефтеносными пластами которого являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов девона. Главными особенностями

рассматриваемого объекта являются многопластовость, высокая послойная и зональная неоднородность, прерывистость в распространении коллекторов.

Резкое изменение литолого-физических характеристик коллекторов в пределах одного объекта разработки приводит к неодинаковой степени охвата продуктивных пластов влиянием закачки, в конечном итоге к разноскоростной выработке этих пластов, созданием застойных, тупиковых нефтяных зон и небольших линз.

Ново-Елховское нефтяное месторождение находится на завершающей стадии разработки, объекты девона характеризуются высокой степенью выработанности продуктивных пластов, при этом почти половина запасов нефти остается в продуктивных отложениях.

Применение традиционного заводнения в вышеописанных условиях предопределяет к вероятному обводнению продуктивных пластов, что обуславливает совершенствование технологий извлечения и доизвлечения остаточной нефти из недренируемых, застойных и частично промытых участков коллектора [2].Для увеличения степени охвата пластов заводнением применяются технологии внутрипластовой водоизоляции (ВВ), регулирующие вязкость вытесняющего флюида и проницаемость неоднородного пласта.

На рассматриваемом объекте исследований проводились следующие технологии внутрипластовой водоизоляции с применением: микрогелевой полимерной системы с ПАВ (МГС-КПС), высокопрочной сшитой композиции (ВПСК), полимер-глинистой композиции (ПГК), низкомодульного жидкого стекла, волокнисто-дисперсной системы (ВДС), щелочно-полимерной композиции (ЩПК),

низкоконцентрированного полимера, гуаровой камеди (Гуар).

С целью оценки технологической эффективности проведенных мероприятий проведены оптические исследования проб нефти (оптической плотности D и коэффициента светопоглощенияКсп), отобранные из реагирующих добывающих скважин до и после внутрипластовой водоизоляции, и анализ промысловых данных (дебит нефти и обводненность). Измерения оптической плотности и коэффициента светопоглощения нефти проводились по методике, описанной в работах [1,3].

По результатам анализа промысловых данных выделены 6 групп реагирующих нефтедобывающих скважин по следующим технологиям ВВ: КПС, ЩПК, ГЭС-М, Гуар, ВДС, ПГК. Рассчитаны средние значения изменения технологических показателей работы скважины: суточной добычи нефти (ДО) и обводненности (ДВ), а также коэффициента светопоглощения нефти (ДКсп) при длине волны Л=500 нм.

В работе [1] установлено влияние коллекторских свойств и технологических показателей разработки месторождения наКсп нефти.

Полученные зависимости изменения Ксп нефти от изменения дебита нефти и обводненности представлены на рисунке 1.

¦100 -200 в -300 < -400 ¦

Ксп - 11С,97*ДО- 471,73 R> - 0,55

Ксп - -165,17»ЛВ- 532,24 RJ - 0,76

Рисунок 1. Корреляционные зависимости ДКсп нефтиот изменения

дебита нефти (слева), обводненности (справа) На рисунке 2 представлены зависимости Ксп нефти от обводненности добываемой продукции. Выборочная совокупность составила 12 нефтедобывающих скважин. При этом максимальное уменьшение Ксп нефти характеризуется большим уменьшением обводненности.

Ксп - 17137-ДВ 574,55 R - 0,78 « >

Рисунок 2. Влияние изменения обводненности продукции на Ксп нефти В результате проведенных многочисленных лабораторных исследований оптических свойств нефти и анализа промысловых данных технологии ВВ сприменением ЩПК, ПГК и ГЭС-М выделены как наиболее технологически эффективные с наибольшим приростом дебита нефти, уменьшением обводненности и изменением (уменьшением) Ксп добываемой нефти.

ЛИТЕРАТУРА

1. Бурханов Р.Н., Хазипов Р.Р., Ханнанов М.Т. Применение оптического метода для оценки эффективности закачки сшитых полимерных систем на примере тульских отложений Архангельского месторождения. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №3.-Москва: ВНИОЭНГ, 2010. - С.52-55.

2. Газизов А.А. Увеличеиенефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. -С. 11-151

3. Раупов И.Р., Кондрашева Н.К., Бурханов Р.Н., Хрускин С.В. Метод контроля за разработкой нефтяного месторождения на завершающей стадии при внутрипластовой водоизоляции. Научно-технический журнал «Вестник ЦКР Роснедра». 2014. №4. С. 30-35.

РАЗРАБОТКА ПОЛИМЕРНОГО СОСТАВА ДЛЯ ВНУТРИПЛАСТОВОЙ

ВОДОИЗОЛЯЦИИ POLYMERIC COMPOSITION DEVELOPMENT FOR IN-SITU WATER SHUTOFF

И.Р. Раупов - аспирант кафедры РНГМ, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

H.К. Кондрашева - д.т.н., профессор кафедры ХТПЭ, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Р.Н. Бурханов - к.г.-м.н., доцент кафедры Геологии, Альметьевский государственный нефтяной институт

I.R. Raupov - post-graduate student ofdepartment of development and operation of oil and gas fields, National mineral resources university

N.K. Kondrasheva - doctor of engineering, professor of department of furnace technology and processing of utilities, National mineral resources university

R.N. Burkhanov - candidate of geologic-mineralogical sciences, assistant professor of department of Geology, Almetyevsk state oil institute

В данной работе предлагается разработанныйавторами полимерный состав с регулятором времени гелеобразования для внутрипластовой водоизоляциитерригенных коллекторов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений. В ходе лабораторных исследований полимерного состава установлено, что добавление регулятора гелеобразования приводит к уменьшению эффективной вязкости композиции в среднем в 2 раза в поверхностных и скважинных условиях, чем прототипный гель, что делает его возможным закачивать в больших объемах при меньших градиентах давления закачки. В пластовых условиях полимерный состав образует прочную сшитую упругую систему с эффективной вязкостью,превышающей вязкость прототипного геля в среднем в 2 раза. Фильтрационные исследования полимерного состава на модели неоднородного пласта в условиях, приближенных к пластовым, показали высокую водоизолирующую способность промытых высокопроницаемых зон: остаточный фактор сопротивления составил 54,9 д.ед. Проведение внутрипластовой водоизоляции с разработанным полимерным составом позволило дополнительно извлечь 0,18 д.ед. нефти.

In this work is proposed the polymeric composition developed by authors with the jellying timing control for the in-situ water shutoff of terrigenous reservoirs at the final stage

of oil field development. In laboratory studies of polymeric composition revealed that addition the jellying timing control leads to decreasing the effective viscosity of the composition on average 2 times in surface and downhole conditions than the prototype gel that makes it possible to inject large volumes at lower pressure gradients injection. In-situ polymer composition forms a tenaciouscross-linked elastic system with an effective viscosity greater than the viscosity of the prototype gel on average 2 times. Filtration studies of polymeric composition on the heterogeneous layer model in conditions close to the reservoir, showed a high waterproofing capacity washed high permeability zones: residual resistance factor was 54,9 unit fraction. Conducting the in-situ water shut-off with the developed polymeric composition allows to extract 0,18unit fraction of oil.

Ключевые слова:внутрипластовая водоизоляция, полимерный состав, регулятор времени гелеобразования, эффективная вязкость, остаточный фактор сопротивления

Keywords: in-situwater shutoff, polymeric composition, jellying timing control, effective viscosity, residual resistance factor

Нефтяные месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции характеризуются высокой долей трудноизвлекаемых запасов нефти более 73%, сосредоточенных в ранее недренируемых и застойных участках и пропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов, либо в частично промытых объемах пласта при высоких значениях водонасыщенности (большой степени выработанности коллектора)[1]. Причинами возникновения разноскоростной выработки пластов, создания тупиковых нефтяных зон и небольших линз являются резкое изменение литолого-физических характеристик коллекторов в пределах одного объекта разработки, неоднородность пласта по проницаемости, низкий охват продуктивного пласта заводнением и сеткой скважин, капиллярного защемления нефти, формирования пленочной нефти на зернах горной породы вследствие изменения компонентного состава углеводородов, увеличения тяжелых фракций, полярных асфальтено-смолистых веществ.

Для увеличения степени охвата пластов заводнением применяются технологии внутрипластовой водоизоляции (ВВ), регулирующие вязкость вытесняющего флюида и проницаемость неоднородного пласта: полимерное воздействие, вязкоупругие дисперсные композиции, геле- и осадкообразующие технологии и т.п. Технологии внутрипластовой водоизоляции позволяют более эффективно использовать нефтевытесняющие свойства закачиваемых вод.

Недостатком существующих технологийвнутрипластовой водоизоляцииявляется отсутствие возможности контроля и регулирования процесса гелеобразования в системе скважина-пласт.

В данной работе авторами проведены реологические исследования разработанного полимерного состава с целью определения времени гелеобразования. На рисунке 1 приведены графики изменения

эффективной вязкости гелеобразующих композиций во времени. Как видно, по прошествии определенного времени вязкость резко возрастает, что связано с образованием прочной упругой структуры-геля. Это время называется временем начала гелеобразования [2]. При добавлении регулятора времени гелеобразования происходит снижение эффективной вязкости разработанного состава примерно в 2 раза, чем прототип, что делает его возможным закачивать в больших объемах при меньших градиентах давления закачки (рисунок 1, справа). В пластовых условиях полимерный состав образует прочную сшитую упругую систему с эффективной вязкостью, превышающей вязкость прототипного геля в среднем в 2 раза.

5000 10000 15000 ¦ Разработанный полимерный состав

20000 25000 » Прототипный состав

5000 10000 15000 20000 Разработанный полимерный состав

25000 30000 35000 40000 1 Прототипный состав

Рисунок 1. Изменение эффективной вязкости разработанного полимерного состава и прототипного геля при использовании различныхструктурообразователей-

сшивателей

Положительным является также возможность образования прочных упругих полимерных систем с различными структурооброзователями-сшивателями при добавлении регулятора времени гелеобразования, тогда как отсутствие последнего не приводит к сшиванию геля (рисунок 1, слева).

Фильтрационные исследования полимерного состава на модели неоднородного пласта в условиях, приближенных к пластовым, показали высокую водоизолирующую способность промытых высокопроницаемых зон: остаточный фактор сопротивления составил 54,9 д.ед. Проведение внутрипластовой водоизоляции с разработанным полимерным составом позволило дополнительно извлечь 0,18 д.ед. нефти.

ЛИТЕРАТУРА

1.Раупов И.Р., Кондрашева Н.К., Рогачев М.К. Применение оптического метода контроля за разработкой месторождений в лабораторных условиях. Актуальные проблемы науки и техники: материалы VII Международной научно-практической конференции молодых ученых: в 2 т. Т. 1. - Уфа: РИЦ УГНТУ. - С. 25-27.

2. Рогова Т. С. Обоснование технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей. Автореферат диссертации на соискание ученой

степени канд.техн.наук: 25.00.17: защищена: 06.04.2007. ОАО «ВНИИнефть». - М, 2007. - С.

НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОГНОЗНОЙ ОЦЕНКИ

РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА УГЛЕВОДОРОДОВ РЕСПУБЛИКИ

SOME FEATURES OF FORECUST ESTIMATES OF HYDROCARBONS RESOURCE POTENTIAL OF TATARSTAN

Цишейко Е.Г. - геолог 1 категории, ИАЦ ТГРУ ОАО Татнефть Либерман В.Б. - начальник, ИАЦ ТГРУ ОАО Татнефть Чинарева П.В. - заместитель начальника, ИАЦ ТГРУ ОАО Татнефть Казаков Э.Р. - ведущий геолог, ИАЦ ТГРУ ОАО Татнефть Tsisheyko E.G. - geologist 1st category, IAC TGRU JSC Tatneft Liberman V.B. - head of center, IAC TGRU JSC Tatneft Chinareva P.V. - supervisor of center, IAC TGRU JSC Tatneft Kazakov E.R. - leading geologist, IAC TGRU JSC Tatneft

Оценка ресурсов углеводородов на территории Республики Татарстан проводилась неоднократно с периодом 5-8 лет. Наиболее интересным показателем количественной оценки является обеспеченность запасами различных категорий на количество лет. Гарантией устойчивого развития нефтедобывающего комплекса является постоянное поддержание прироста ресурсов и запасов нефти.

Evaluation of hydrocarbon resources on the territory of the Republic Tatarstan provided several times with a period of 5-8 years. The most interesting indicator is a quantitative assessment of coverage of different categories of the number of years. Guarantee sustainable development of the oil complex is the constant maintenance of growth in resources and reserves.

Ключевые слова: запасы нефти, ресурсы

Keywords: oil resources, resources

Ресурсный потенциал Республики Татарстан это составной динамически изменяющийся показатель, который необходим для планирования приоритетных направлений геологоразведочных работ и для оценки обеспеченности Республики запасами нефти на завтрашний день. Положительные и отрицательные изменения состояния ресурсного потенциала углеводородного сырья происходят за счет разработки месторождений, за счет прироста запасов по новым залежам, подготовки и выявления локальных объектов, актуализации фонда структур и их ресурсов, а так же переоценки запасов открытых

ранее месторождений с учетом изменения коэффициента извлечения нефти.

Оценка ресурсов углеводородов на территории Республики проводилась неоднократно. Первая оценка была проведена по состоянию на 01.01.1965 г. институтом ТатНИПИнефть г. Бугльма. Последующие оценки проводились каждые 5-8 лет с 1965 по 2008 год. Последняя оценка проводилась в ТГРУ г. Казань ответственным исполнителем Суховым К.А. и научным руководителем темы д.г.-м.н. Ларочкиной И.А.

Предыдущие оценки перспектив нефтеносности обладали своими особенностями. Особенностью оценки 2008 года стали применение новой модели тектонического строения структуры кристаллического фундамента Татарстана (И.А. Ларочкина, 2008) и учет ресурсов четырех новых нефтебитумоносных комплексов, которые включили в себя 21 месторождение сверхвязких (битумных) нефтей уфимского яруса. Оценка перспектив нефтеносности 2013 года проводилась согласно «Методическому руководству по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России» разработанному во ВНИГНИ в 2000 г.

В стратиграфическом плане вся толща потенциально продуктивных отложений разбита на 10 нефтегазоносных комплексов. В тектоническом плане количественная оценка проводилась по 17 нефтегазоносным зонам.

Согласно методическому руководству для каждой нефтегазоносной зоны проводился выбор эталонных участков. При этом эталонные и расчетные участки находятся в пределах одного тектонического элемента, эталоны подобны расчетным участкам и отражают разнообразие геологических условий областей прогноза.

Открытие новых месторождений и структур на Аканско-Енорускинской, Елабужско-Салаушской, Ромашкинской и Дружбинской нефтегазоносных зонах говорит о том, что ранее потенциал этих зон был оценен в недостаточной мере, теперь же следует переоценить возможность поиска ресурсов в этих областях. В ходе оценки 2013 года плотность ресурсов на этих зонах была оценена заново в сторону увеличения.

Наиболее эффективными показателями количественной оценки являются категории запасов А+В+С1, соответствующие категории «доказанных» запасов в зарубежных классификациях. Обеспеченность добычи нефти доказанными запасами (категорий А+В+С1) обеспечивают существующую добычу на срок более 28 лет (рис. 1).

Подобная оценка не обладает абсолютной точностью, так как опирается на существующий темп отбора. Хотя на протяжении последних нескольких лет уровень годовой добычи остается почти постоянным, он все же сохраняет тенденцию к плавному увеличению.

Рис. 1. Обеспеченность годовой добычи нефти по Республике Татарстан запасами и ресурсами

Динамика нарастания ресурсной базы нефти свидетельствует о возможности восполнения минерально-сырьевой базы углеводородов при дальнейшем геологическом изучении. Нефтяной потенциал недропользователей РТ еще достаточно велик. Вместе с тем существует устойчивая тенденция к истощению запасов, следствием чего может явиться падение объемов добычи нефти. Путями снижения темпов падения добычи должны явиться повышение эффективности проводимых поисково-разведочных работ, ввод в разработку маломощных пластов, внедрение методов и технологий увеличения нефтеотдачи, привлечение инвестиций в поиски, разведку и разработку месторождений.

Для поддержания существующего уровня добычи нефти необходимо ежегодно обеспечивать прирост запасов или открывать новые месторождения. Необходимой гарантией устойчивого развития нефтедобывающего комплекса является прирост ресурсов и запасов нефти, выявление перспективных нефтегазоносных площадей и объектов.

ИССЛЕДОВАНИЯ ЩЕЛОЧНЫХ РАСТВОРОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ STUDIESALKALINITY OF SOLUTIONS IN WATER FLOOGING FIELDS IN THE FINAL

А.В. Максютин - к.т.н., доцент, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

И.Р. Раупов - аспирант 2-го года обучения, кафедр РНГМ, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» Э.М. Юсупова-студент 3-го курса, кафедра РНГМ, Национальныйминерально-сырьевой университет «Горный»

Alexandr V. Maksyutin - PhD, lecturer of oil and gas field development and operation, National mineral resources university

InzirR. Raupov - graduate student of 2nd year students, department of oil and gas fields development and operation, National mineral resources university (university of mines) Eliza M. Iusupova - student of 3course,department of oil and gas fields development and operation, National mineral resources university (university of mines)

В данной статье ставится задача рассмотреть проблемы снижения объемов извлечения нефти на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разработки. Проанализированы способы повышения нефтеотдачи. На основе проведенных исследований авторы приходят к выводу, что применение щелочного заводнения на основе раствора гидроксида натрия даёт более положительные показатели, чем заводнение водой.

This article the task examine the problem of reducing the volume of oil extraction in the fields that are in the final stages of development. Analyzed ways to improve oil recovery. Based on these studies the authors conclude that the use of alkaline flooding based on sodium hydroxide solution gives a more positive performance than the flooding water.

Ключевые слова: щелочное заводнение, повышение нефтеотдачи, раствор гидроксида натрия, поверхностное натяжение, коэффициент светопоглощения.

Keywords: alkaline flooding,enhanced oil recovery (EOR), solution of sodium hydroxide, surface tension,coefficientof light absorption.

Большинство месторождений нефтегазоносных бассейнов России, в частности Волго-Уральской, Западно-Сибирской, находится на завершающей стадии разработки. Применение традиционного заводнения в сложных геологических условиях предопределяет вероятно высокое содержание воды в добываемой продукции, падение добычи нефти, в конечном счете рост доли трудноизвлекаемых запасов.

Это обуславливает необходимость совершенствования технологий извлечения и доизвлечения остаточной нефти из недренируемых, застойных и частично промытых участков коллектора [1].

Объектом исследования являются терригенные продуктивные отложения франского яруса верхнего девона Ново-Елховского нефтяного месторождения, находящегося на завершающей стадии разработки. Средняя обводненность добываемой продукции на данном объекте составляет около 92%.

На долю физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения по Ново-Елховскому месторождению приходится 91,5% от всей дополнительно добытой нефти за счет применения технологий и методов увеличения нефтеизвлечения (МУН).

К составам, улучшающим смачиваемость породы вытесняющей водой, за счет чего осуществляется повышение вытеснение остаточной нефти из заводненных зон, относятся активные агенты, такие как поверхностно-активные вещества, щелочи, двуокиси углерода, углеводородный газ, мицеллярные растворы. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическим кислотами, в результате чего образуются поверхностно - активные вещества[2].

В данной работе приведены результаты исследований поверхностного натяжения (а) на границе «нефть-бидистиллированная вода», «нефть-модель пластовой воды» и «нефть-щелочной раствор» с применением системы анализа формы капли EasyDrop DSA1. В результате измерения поверхностного натяжения на границе «нефть-щелочной раствор» определено оптимальное содержание каустической соды в бидистиллированной воде 0,09%, при этих концентрациях

поверхностное натяжение уменьшилось в 2,1 раза (рисунок 1).

¦ 0=13,431 Rz= 0,9422 23,796

0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2

Концентрация 10-ого раствора NaOH , %

Рисунок 1. Изменение поверхностного натяжения на границе «нефть-щелочной

Известно, в нефти в разных количествах могут содержаться природные эмульгаторы: асфальтены, смолы, парафины, нафтены -которые, адсорбируясь на межфазной границе, изменяют поверхностное натяжение. В работах [3] доказано влияние асфальто-смолистых углеводородов на коэффициент светопоглощения проб нефти. Результаты многочисленных лабораторных исследований коэффициента светопоглощения (Ксп) проб нефти Ново-Елховского нефтяного месторождения с использованием однолучевого спектрофотометра Unico 2100 по методике, описанной в работах [3;4], хорошо сопоставляются со значениями поверхностного натяжение на границе «нефть - дистиллированная вода» (рисунок 2).

Рисунок 2. Корреляция поверхностного натяжения и Ксп нефти на границе «нефть-дистиллированная вода»

Проведенные авторами эксперименты на современной фильтрационной установке RPS-812 CoretestSystemsCorporation(США) по определению коэффициента вытеснения нефти бидистиллированной водой, моделью пластовой воды и щелочным раствором (0,1% раствор NaOH) позволили оценить нефтевытесняющую способность этих агентов и возможность образования эмульсии в пластовых условиях максимально приближенным к реальным. По результатам исследования установлено, что при фильтрации щелочным раствором градиент давления закачки увеличился почти в 2 раза по сравнению с другими исследованными вытесняющими агентами. При этом коэффициент светопоглощения нефти уменьшился в 2 раза за счет подключения менее проницаемых участков керна вследствие выравнивания фронта вытеснения по отношению закачки бидистиллированной воды и модели пластовой воды.

Исследования выполнены при поддержке Совета по грантам Президента Российской Федерации для государственной поддержки молодых российских ученых - кандидатов наук (МК-315.2014.5).

ЛИТЕРАТУРА.

1. Газизов А.А. Увеличеиенефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. -С. 11-151

2. Larry W. Lake. Enhanced Oil Recovery. - NewJersey: Prentice Hall, 2010. - P. 424-449.

3. Бурханов Р.Н., Максютин А. В. Обобщение результатов комплексных оптических исследований нефти Архангельского месторождения. Геология, география и глобальная энергия. 2013. № 2 (49) Геология, поиски и разведка нефти и газа. - С. 34-40.

4. Раупов И.Р., Кондрашева Н.К., Бурханов Р.Н. Разработка мобильного устройства для измерения оптических свойств нефти при решении геолого-промысловых задач Электронный научный журнал «(Нефтегазовое дело». 2014. №3. С.17-32.

ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ИНТЕНСИВНОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ОПТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ SENSITIVITY ANALYSIS RATE OF BUILD-UP OF ORGANIC DEPOSITS ON THE

OPTICAL PROPERTIES OF OIL

Г.Ю. Щербаков - аспирант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

А.В. Поступов - студент, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Alexandr V. Maksyutin - PhD., lecturer of oil and gas field development and operation, National mineral resources university

George Y. Sherbakov - graduate student in department of development and operation of oil gas fields, National mineral resources university

Artem V. Postupov - student in department of development and operation of oil gas fields, National mineral resources university

В статье изложены результаты исследований оптических свойств асфальтосмолопарафиновых отложений. Представлена методика

определения типа отложений, позволяющая повысить качество подбора реагентов растворителей. Продемонстрированы зависимости интенсивности образования отложений от коэффициента светопоглощения нефти, позволяющие определять качество воздействия растворителя.

The article presents the results of studies of the optical properties of asphalt, resin, and paraffin deposits. Presents a methodology determining the type of deposits, improves the quality of selection of reagents solvents. Demonstrate the dependence of the intensity deposits as a function of light absorption coefficient of oil, allowing determining the impact of the quality of the solvent.

Ключевые слова: органические отложения, оптические свойства нефти, асфальтосмолопарафиновые отложения, коэффициент светопоглощения, растворитель

Key words: organic deposits, optical properties, asphalt, resin, and paraffin deposits, light absorption coefficient, solvent

При разработке месторождений ключевой проблемой, приводящей к сбоям и нарушениям в работе скважин, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений. Их формирование приводит к снижению общей производительности системы эксплуатации и нарушению технологических режимов. Борьба с органическими отложениями ведется по двум направлениям: предупреждению (замедлению) образования отложений и их удалению. В работе освещается один из наиболее эффективных методов удаления: химический, с применением реагентов растворителей, подбор которых производят, учитывая тип отложений, классифицирующийся по комплексному параметру. Этот параметр выражает отношение массового содержания в растворе нефти парафинов к суммарному содержанию асфальтенов и смол.

Асфальтосмолопарафинвые отложения в зависимости от содержания составляющих (значения комплексного параметра) принято подразделять на три класса [3]:

1. асфальтеновый - отношение массового содержания парафинов к сумме содержащихся асфальтенов и смол меньше единицы П(А+С) < 1;

2. парафиновый - отношение массового содержания парафинов к сумме содержащихся асфальтенов и смол больше единицы П(А+С) > 1;

3. смешанный - отношение массового содержания парафинов к сумме содержащихся асфальтенов и смол близко к единице П(А+С) ~ 1, где П, А и С - содержание (массовое) парафинов, смол и асфальтенов, соответственно.

Для определения химического состава нефтепродуктов в дополнение к химическим методам анализа часто используют такие

оптические свойства, как цвет, коэффициент (показатель) преломления, светопоглощения, оптическая активность, молекулярная рефракция и дисперсия [2].

Авторами были проведены исследования оптических свойств скважинных отложений и моделей в зависимости от их типа [4]. Лабораторные исследования на начальном этапе включали в себя выделение компонентов отложений в чистом виде по методу Маркуссона. С помощью данной методики были получены компоненты для подготовки моделей, с различным содержанием парафинов, смол и асфальтенов в соответствии с классификацией. Комплексный параметр имел следующие значения: 0,5; 0,9; 1; 1,1 и 1,5.

При определении коэффициента светопоглощения и оптической плотности использовался спектрофотометр UNICO-1201, в качестве растворителя использовался четыреххлористый углерод. Измерения производились в монохроматическом свете длиной волны от 320 до 1000 нм. Коэффициент светопоглощения исследуемого раствора нефти рассчитывается из соотношения Бугера-Ламберта-Бера.

Установлено, что с увеличением комплексного параметра происходит снижение коэффициента светопоглощения, так как происходит снижение содержания асфальтено-смолистых веществ [1].

Так же проводились исследования на установке «холодный стержень», которая позволяет исследовать интенсивность отложений на металлической поверхности. В установке имеется четыре сосуда, в которые помещались: в первый- образец нефти, в качестве контрольной пробы; во второй, третий и четвертый сосуды- растворы нефти с исследуемыми растворителями при одной и той же концентрации.

Совместно с испытаниями на «холодном стержне» были проведены оптические исследования образцов до исследования и после. При этом было установлено, что с увеличением интенсивности отложений на поверхности металла коэффициент светопоглощения возрастает, графическое отображение полученных данных представлено на рис.1.

Интенсивность отложений

y = 3900x + 2449,6 ^^^ R2 = 0,9185-—--- •

Рисунок 1. Зависимость коэффициента светопоглощения от интенсивности

В результате исследований были установлены зависимости оптических свойств нефти от типа органических отложений и эффективности применения растворителей. Данные зависимости могут быть использована для создания экспресс-методики подбора и оценки эффективности реагентов растворителей. Результаты исследования могут быть использованы для повышения эффективности химических методов борьбы с асфальтосмолопарфиновыми отложениями.

ЛИТЕРАТУРА

1. Бурханов Р.Н. Оптические свойства нефти Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института, Альметьевск: АГНИ, 2012. Т. IX. Ч. 2. С.238-248.

2. Девликамов В.В., Мархасин И.Л., Бабалян Г.А. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1970.

3. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник. М.: Недра, 1986. 240 с.

4. Щербаков Г.Ю., Бурханов Р.Н. Закономерности изменения оптических свойств нефти при разработке нефтеносного пласта Материалы научной сессии студентов АГНИ по итогам 2012 года. Часть 1. -Альметьевск: АГНИ, 2012. - с. 135-137.

ПОДДЕРЖАНИЕ ТЕКУЩЕГО УРОВНЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ MAINTAINING THE CURRENT OIL PRODUCTION IN THE FIELDS WITH DIFFICULT

Д.А. Султанова - аспирант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Alexandr V. Maksyutin - PhD, lecturer of oil and gas field development and operation, National mineral resources university

Dina A. Sultanova - graduate student in department of development and operation of oil gas fields, National mineral resources university

В статье представлены результаты экспериментальных исследований по изучению влияния технологии плазменно-импульсного

воздействия на реологические и фильтрационные свойства высоковязкой нефти. Проведение данных работ направлено на увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения на нефтяных месторождениях, находящихся на различных этапах разработки с разными типами пород-коллекторов.

This article provides the analysis of technology of the plasma and pulse influence on rheological and filtrational properties of highly viscous oil. These works are directed on the increase of recovery factor in the oil fields which are at various development stages with different types of reservoir rocks.

Ключевые слова: коэффициент нефтеизвлечения, высоковязкая нефть, виброволновые методы воздействия, плазменно-импульсное воздействие.

Key words: increase of recovery factor, highly viscous oil, vibration wave methods of influence, plasma and pulse influence.

В России значительные запасы трудноизвлекаемых нефтей сосредоточены в более чем 650 месторождениях, 86 % которых находится на территориях трех российских нефтегазоносных бассейнов -Волго-Уральском, Западно-Сибирском и Тимано-Печорском. Доля трудноизвлекаемых запасов нефти (ТЗН) на месторождениях страны неуклонно растет, при этом средняя проектная нефтеотдача имеет нисходящую тенденцию (Рисунок 1). В основном это связано с экономической политикой страны, которая ориентирована на общее увеличение объемов добычи и экспорта нефти. Из-за тяжелой экономической и политической ситуации 90-х годов объемы геологоразведочных работ постоянно сокращались. Неустойчивая ситуация на внешнем рынке и низкие цены на нефтегазовое сырье негативно сказалось на темпе прироста запасов нефти.

1961 1966 1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006 2007 2009 2011

Рисунок 1 - Динамика доли трудноизвлекаемых запасов и коэффициента нефтеотдачи

месторождений России

В настоящее время открываются новые месторождения, однако, большинство таких месторождений - средние и мелкие. Рентабельность таких месторождений заведомо ниже, чем у крупных. Структура остаточных запасов нефти резко ухудшается из-за выборочной эксплуатации высокопродуктивной части резервуаров. Выработанность крупных месторождений в целом составляет около 50 %, а по многим достигает 70-80 %. Учитывая, что основным методом разработки месторождений страны является заводнение, а средняя обводненность продукции составляет более 85 %, то количество остаточных запасов нефти в обводненных пластах будет постоянно возрастать. Отметим, что в текущих запасах нефти промышленных категорий разведанных запасов 14 % приходится на тяжелые нефти, 12 % - высокосернистые, 11% -высоковязкие. Около 38 % запасов нефти приходится на коллекторы с низкой проницаемостью. Таким образом, по оценке некоторых специалистов, уже к 2020 году российские нефтяники будут разрабатывать в основном месторождения с трудноизвлекаемыми запасами. Таким образом, актуальность использования инновационных и рациональных технологий, направленных на доизвлечение трудноизвлекаемых запасов, с каждым годом возрастает.

Достаточно мало изученным, но перспективным направлением в этой области являются применение виброволновых методов воздействия на продуктивный пласт. Отметим, что изучение особенностей и механизмов действия исследуемой технологии на пластовую систему в целом проводятся в Горном университете с 2006 года по настоящее время в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов». Задачи исследований является изучение влияния ПИВ на реологические свойства высоковязкой нефти и фильтрационные характеристики продуктивного пласта с целью последующей разработки и обоснования новых эффективных комплексных технологий интенсификации добычи нефти на месторождениях ТЗН. В работе представлены результаты экспериментальных исследований по изучению влияния технологии ПИВ на реологические и фильтрационные свойства высоковязкой нефти.

На первом этапе выполнено изучение реологических свойств жидкости, которое проводилось при задаваемом и контролируемом значении скорости сдвига, при этом определялись величины параметров напряжения сдвига. Сущность работы состояла в изучении реологических свойств высоковязких нефтей (эффективная вязкость, предельное напряжение сдвига, энергия тиксотропии и вязкоупругие свойства) до и после воздействия упругими импульсами аппаратурой плазменно-импульсного воздействия (ПИВ) на ротационном вискозиметре «Rheotest» Rn 4.1 компании Messgerate Medingen GmbH (Германия). Первые исследования были проведены в январе 2009 года. В марте 2010 года данные исследования были проведены повторно. Поученные результаты позволили оценить продолжительность эффекта от

обработки призабойной зоны пласта технологией ПИВ на месторождениях высоковязких нефтей и позволяют выбирать оптимальную периодичность воздействия. Так, для нефти Усинского месторождения продолжительность эффекта составила почти 1200 дней, примерно 3 года.

На втором этапе проводились комплексные фильтрационные исследования. Для проведения фильтрационных исследований по совместному влиянию плазменно-импульсного и физико-химического воздействий на продуктивный пласт с целью направленного улучшения реологических свойств высоковязкой нефти и фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами был использован уникальный экспериментальный стенд по изучению изменения коллекторских свойств пласта (система FDES-645-Z1).

Согласно результатам фильтрационных исследований, можно отметить общую закономерность увеличения коэффициента подвижности нефти с повышением температуры. При этом закачка водного раствора щелочи способствует улучшению фильтрации высоковязкой нефти в продуктивном пласте. Комплексное применение теплового, физического (плазменно-импульсная технология) и физико-химического воздействий способствует увеличению подвижности аномальной (неньютоновской) нефти. В итоге, при температурах 30..70 оС коэффициент подвижности высоковязкой нефти увеличился на 28.39 %, в среднем на 35 %.

Проведенные исследования, это шаг на пути к созданию эффективной комплексной технологии увеличения нефтеотдачи пластов на основе совместного применения плазменно-импульсного и физико-химического воздействий с целью увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения на нефтяных месторождениях, находящихся на различных этапах разработки с разными типами пород-коллекторов.

На современном этапе развития нефтяной промышленности, когда месторождения легких нефтей находятся в завершающей стадии разработки, а доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами неуклонно растет перспективность и необходимость разработки новых эффективных технологий увеличения нефтеотдачи является очевидной и, совершенно точно, необходимой.

ЛИТЕРАТУРА

1. Бриза К.Ф. Результаты экспериментальных исследований и промысловых испытаний технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождении Жданице (Чешская Республика)

К.Ф. Бриза, А.В. МаксютинАвтоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2009. - № 11. - С.32 - 36.

2. Ильинский А.А. Стратегические приоритеты развития нефтегазового комплекса России в современных условиях А.А. Ильинский, Ю.В. Шамалов Нефтегазовая геология. Теория и практика: электронный научный журн.- СПб.: ВНИГРИ, 2008. -http:ngtp.rurub636_2008.pdf.

3. Максютин А.В. Опыт и перспективы применения технологии плазменно-импульсного воздействия на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти А. В. Максютин, Р. Р. Хусаинов Геология, география и глобальная энергия. - 2010. - № 3. - С. 231-235.

4. Молчанов А.А. Применение плазменно-импульсной технологии для повышения извлекаемых запасов высоковязких нефтей месторождений с трудноизвлекаемыми запасами А.А. Молчанов, А.В. Максютин, П.Г. Агеев НТВ «Каротажник». - 2011. - Вып. №3 (201). - С. 3-14.

ХАРАКТЕРИСТИКА И СОСТАВ МИНЕРАЛЬНЫХ ВОД И ЛЕЧЕБНЫХ ГРЯЗЕЙ ВАРЗИ-ЯТЧИ CHARACTERISTICS AND COMPOSITION OF MINERAL WATERS AND THERAPEUTIC MUDS VARZY-YATCHI Р.М. Каримова - к.п.н., доцент, кафедра геологии, Альметьевский государственный нефтяной институт

Rosa M. Karimova - PhD in pedagogics, associate professor, Almetyevsk State Oil Institute, Geology department

В данной статье рассмотрены природные факторы санатория Варзи-Ятчи

This article describes the natural factors sanatorium Varzy-Yatchi

Ключевые слова: минеральные воды, лечебная грязь, минерализация, сероводород, радионуклид.

Keywords: mineral waters, therapeutic muds, mineralization, hydrogen sulphide, radionuclide.

Торфоместорождение «Варзи-Ятчи» расположено в Алнашском районе Удмуртской Республики в лесостепной зоне, на берегу реки Большая Варзи (бассейн реки Кама).

Санаторий «Варзи-Ятчи» является старейшей здравницей республики, который основан на землях с сернистым болотом и минеральными водами в 1889 году владельцем Бондюжского

химического завода П. К. Ушковым. Особенностью санатория является то, что все природные факторы находятся на территории здравницы. Молва о целебной варзи-ятчинской земле пошла благодаря минеральным водам, которые в виде родников изливались на территории болота. В геоморфологическом отношении данное месторождение пойменного типа сложено низинными торфами травянистой и древесной групп средней толщины 2,04м.

Балансовые запасы грязей в «Варзя-Ятчи» составляют 218 тыс.м3, площадью 0,12км2, при этом использованную грязь отправляют в отработанные карьеры естественного болота, где происходит регенерация за счет водно-минерального питания.

В настоящее время санаторий «Варзи-Ятчи» имеет разнообразную гидроминеральную базу, которая представлена 4 типами вод:

1.Маломинерализованная сульфатно - натриево - магниево-кальциевого состава, со слабощелочной реакцией среды (минеральная вода «Варзи-Ятчи») — минерализация 1,9 — 3,2 гдм.3

Эта вода вызывает особый интерес, поскольку в ней содержатся ионы серебра. Результаты клинических исследований свидетельствуют о высокой эффективности этой воды при лечении пациентов с заболеваниями желудка, желчевыводящих и мочевыводящих путей, а также при лечении сахарного диабета и подагры

2.Маломинерализованная сульфатно-кальциевого состава — минерализация 2,0 — 3,0 гдм3

3.Среднеминерализованная хлоридно-сульфатно-кальциево-натриевого состава — минерализация 8,5 — 9,5 гдм3

4. Крепкий рассол хлоридно- натриевого состава с нейтральной реакцией среды с содержанием биологически активных компонентов — брома и йода . Минерализация 240,0 — 265,0 гдм3

Особенностью рассолов санатория «Варзи-Ятчи» является то, что они не содержат сероводород. Это расширяет возможность их применения при лечении многих заболеваний, в частности сердечнососудистой системы, верхних дыхательных путей.

Опираясь на бальнеологические заключениям на минеральную воду из скважин № 160 и 477, можно сделать вывод о том, что содержание токсичных компонентов, в том числе радионуклидов естественных и техногенных, не превышает пределов, установленных для минеральных вод наружного назначения. Санитарно-микробиологическое состояние минеральной воды отвечает предъявляемым требованиям.

По ионно-солевому составу отжим торфа сулфатно-кальциевый.

Представляется в виде следующей формулы:

Нерастворимый соляной кислотой осадок золы торфа составляет 21,8%.

Содержание радионуклидов в пробе торфа представлено в таблице 1.

Таблица 1. Содержание радионуклидов в пробе торфа.

Естественные радионуклиды

Наименование радионуклида Содержание в пробе (Бккг) Норматив по НРБ-992009 (Бккг) не более

Радий -226 14,5 54*

Торий -232 1,1 65*

I ехногенные радионуклиды

Наименование радионуклида Содержание в пробе (Бккг) Норматив по ВДУ для исследуемой территории**

Стронций - 90

Содержание радионуклидов и тяжелых металлов в пробе торфа в пределах допустимой нормы.

Содержание тяжелых металлов в пробе торфа представлено в таблице 2.

Таблица 2. Содержание тяжелых металлов в пробе торфа.

Металл Содержание, мгкг воздушно-сухого остатка

Марганец 661,2

Огромное количество людей едут в «Варзи-Ятчи» отведать минеральной воды, испытать свойства лечебных грязей, побыть в тиши столетних деревьев, побыть в тиши столетних деревьев и отдохнуть в тех местах, где течет река Варзи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Протокол испытаний №93-12 Лаборатория радиационного контроля 31.-2012, Томск.

2. Протокол испытаний №88-12 Лаборатория радиационного контроля 31.-2012, Томск.

3. Бальнеологическое заключение Российский научный центр восстановительной медицины и курортологии.-2010, Москва.

4. Каримова Р.М. Геологическое строение и условия залегания минеральных вод и лечебных грязей санатория «Бакирово» Ученые записки АГНИ, т.8,стр. 43-46.-2010, Альметьевск.

6. httpVварзи-ятчи.рф

ПЕРСПЕКТИВЫ ДОБЫЧИ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ В РЕСПУБЛИКЕ

PROSPECTS OF EXTRACTION OF SHALE OIL IN TATARSTAN

Р.М Нуризянов - к. п. н., доцент, Альметьевский государственный нефтяной институт

Rаchid M. Nurizianov- PhD in education, an associate professor, Almetyevsk State Oil Institute

В статье показаны перспективы добычи сланцевой нефти в Татарстане.

The article shows the prospects of extraction of shale oil in Tatarstan.

Ключевые слова: сланцевые породы, сланцевая нефть, гидроразрыв пласта, горизонтальное бурение, доманиковые отложения.

Keywords: shale rocks, shale oil, hydraulic fracturing, horizontal drilling, domanic deposits.

Сланцевая революция оказывает сильное влияние на мировую экономику. Используя дешевый сланцевый газ и сланцевую нефть, США подняли конкурентоспособность своих товаров. По темпам роста экономики эта страна выходить на передовые позиции.

В своих геологических исследованиях данной проблемы, в технике, технологии и организации добычи сланцевой нефти мы отстали на 30-40 лет [1].

Нужна ли добыча сланцевой нефти в Татарстане?

Проблему сланцевой нефти и сланцевого газа нужно рассматривать с разных точек зрения.

Первая - это научная проблема. Татарстан, как передовой нефтяной регион, должен использовать все передовые идеи и технологии в области разведки и добычи нефти.

Вторая - экономическая. Необходимо изучение всего углеводородного потенциала недр республики. Это обеспечит экономику республики дополнительными топливно - энергетическими ресурсами.

В классическом виде сланцы — глинистые отложения, которые имеют пористость, но не имеют проницаемости. Они содержат органические вещества, но отдавать их при классической добыче не могут. В Татарстане таких классических сланцев нет. Американцы в понятие сланцевая нефть включают не только сланцы, но и все низкопроницаемые породы.

На большой территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции развиты доманиковые отложения. Доманикиты -битуминозные глинисто - кремнистые карбонаты верхнего отдела девонской системы и турнейского яруса карбона. Эти отложения считались нефтематеринскими, где накапливаются органические вещества, которые потом мигрировали в другие породы. Но более 23 образованных углеводородов остаются в матрице генерирующей толщи. Содержание органических веществ в этих породах достигает от 4 до 12 %. [2].

В начале 2014 года совет директоров «Татнефти» утвердил структуру создания полигона сланцевой нефти доманиковых отложений, а также одобрил программу работ по сланцевой нефти на ближайшие 2 года. Таким образом, в Татарстане будет создана экспериментальная площадка по отработке технологии добычи сланцевой нефти [3].

Программа состоит из трех этапов.

Первый этап — обоснование перспективности нефтегазоносности сланцевых и им подобных отложений на территории Республики Татарстан. Ранее проведенные геологические исследования показали, что доманиковые отложения содержатся на глубине 1058 -1676 м., общая толщина 10 - 50 м., эффективная нефтенасыщенная толщина 1,1 - 29 м., пористость 2 - 9% , содержание органических веществ 5 - 20%.

Поиски этой сланцевой нефти не может базироваться на традиционных методах. Эти углеводороды содержатся часто без видимой покрышки, не приурочены к поднятиям и не имеют классического газо-нефте-водяного контакта [4].

Второй этап предусматривает проектирование и строительство одной-двух горизонтальных скважин, в которых будут проводиться исследования на приток.

Третий этап программы - это геолого-экономическая оценка ресурсов сланцевой нефти и определение целесообразности освоения этих залежей.

В 2014 году начата выполнение программы. Сегодня изучается керн практически по всей территории Татарстана, с привлечением научных сотрудников КФУ и МГУ для разведки запасов месторождений. Первая скважина расположена в Буинском районе РТ и имеет глубину порядка 1,7 тыс. метров. Проведены первые опытные работы по гидроразрыву вертикальных скважин. Дебет первой скважины увеличен почти в четыре раза. Здесь можно добывать 8 - 10 т сланцевой нефти в сутки.

Дальнейшие работы подразумевают бурение горизонтальных стволов на этих объектах. Технологию «Татнефть» уже отработала. Имеются конкретные планы на 2015 год.

Всего на проект разработки месторождений сланцевой нефти были заложены «минимальные деньги» — 195 млн. рублей, На его реализацию может уйти 5 - 6 лет [5].

Эта программа интересна не только с научной и технологической стороны, но и с экономической. Известно, что в Татарстане сокращаются объемы традиционной нефти, которую можно добывать экономически эффективно. С этим связан интерес к изучению битуминозной и сланцевой нефти. Программа позволит республике не снижать добычу нефти в ближайшей перспективе. Извлекаемые запасы сланцевой нефти в Республике Татарстан оцениваются примерно в 192 млн. тонн.

ЛИТЕРАТУРА 1. www. business-gazeta. ruarticle 118256 03.11.2014 2.Зайдельсон М.И.,Вайнбаум С.Я. и др. Формирование и нефтегазоносность доманикоидных формаций.- М.: «

4.Преснякова О.В. Сланцевая нефть доминикитов - что это? www.tatnipiuploadsms 2014 geol 012. pdf

5. www. business-gazeta. ruarticle 12115210.12.2014

ВЛИЯНИЕ МАКРО- И МИКРООРГАНИЗМОВ НА СВОЙСТВА ГРУНТОВ EFFECT OF MACRO- AND MICROORGANISMS ON THE GROUND PROPERTIES

В.М. Гуревич - к.г.-м.н., доцент, Альметьевский государственный нефтяной институт.

Violetta M. Gurevich - PhD in geology and mineralogy, associate professor, Almetyevsk State Oil Institute.

Г.С. Правдивцева - ассистент кафедры геологии, Альметьевский государственный нефтяной институт.

Pravdivceva G.S. - assistant, the department of geology, Almetyevsk State Oil Institute.

В статье рассматривается влияние макро- и микроорганизмов на состав, строение, состояние и свойства грунтов.

The article describes the effect of macro- and microorganisms on the ground composition, structure, state and properties.

Ключевые слова:макроорганизмы, микроорганизмы, состав грунтов, структура и свойства грунтов.

Key words:macroorganisms, microorganisms, ground composition, ground structure and properties.

Макро- и микроорганизмы составляют живой компонент грунтов.

Макроорганизмы живут в почве и подпочвенной толще. Их влияние на состав, строение и свойства грунтов ограничивается несколькими метрами от дневной поверхности и в этом интервале может быть довольно значительным. Чтобы получить представление об этом воздействии, достаточно вспомнить, что огромное количество растений своими корнями пронизывает почву и подпочвенную часть горных пород, что беспозвоночных животных содержится на 1 га от 12 млн. до 2 млрд. особей, что роющая деятельность таких позвоночных, как кроты, землеройки, мыши может быть очень интенсивной. Часто ходы крота на склоне легкоразмываемых лёссов могут стать началом оврагообразования, а массовое заселение лугов кротами может в дальнейшем вызвать их заболачивание.

Корни растений и животные, обитающие в почве и подстилающих горных породах, коренным образом изменяют инженерно-геологические свойства толщи, в которой они живут, обогащая её органическим веществом и изменяя её строение. Структура и текстура грунтов меняется под влиянием жизнедеятельности животных. Устраиваемые ими норы и ходы увеличивают общую пористость и пустотность грунтов. Особенно сильно их влияние на структуру проявляется в грунтах верхней части зоны аэрации (рис. 1). Известно, что оценить инженерно-геологические особенности почв можно, только зная воздействие на них макроорганизмов. Тем не менее, влияние макроорганизмов на горные породы гораздо меньше, чем микроорганизмов [4,1].

Микроорганизмы могут существовать на большой глубине. Бактерии, окисляющие углеводороды и образующие горючие газы (CH4, H2, H2S) прослеживались в разрезе Северного Устюрта до глубины 1100м, а в водах Северного Кавказа - ниже 2000м [4].

Рис. 1. Ходы червей, пронизывающие подпочвенный грунт на большую глубину [1].

Состав микроорганизмов, обитающих в грунтах, очень разнообразен: это бактерии, грибы, актиномицеты, водоросли, вирусы, дрожжи, простейшие животные (амёбы, инфузории) и т.д.

Микроорганизмы могут существовать в грунтах при разнообразных условиях: от температуры -7°С до кипящих горячих источников. Количество микроорганизмов может достигать сотен миллионов экземпляров в 1г грунта до глубины 15-20м и глубже. Микроорганизмы обитают в почвах и горных породах либо в поровых растворах, либо в адсорбированном состоянии на поверхности твёрдых частиц (рис. 2)

Рис. 2. Бактерии и дрожжи на поверхности минеральных частиц под электронным

микроскопом

(а - современные, ув. 5000х; б - в палеогеновых аргиллитах, ув. 5000х и в -

г - споры микроскопических грибов в песчаной породе (ув. 1000х)

Явления, протекающие в геологической среде при участии живых организмов, составляют малый биогеохимический круговорот веществ. При этом влияние микроорганизмов на состав, состояние и свойства грунтов имеет свои особенности [1].

Микроорганизмы оказывают влияние на состав твёрдой, жидкой и газовой компонент грунтов. Они вызывают разрушение минералов, их

трансформацию (переход одних минералов в другие), новообразование минералов, изменение порового раствора, гумификацию и консервацию органики, газогенерацию и газопотребление.

Микроорганизмы способны разрушать важнейшие минеральные компоненты горных пород, такие как силикаты, алюмосиликаты и доломиты, а также сульфидные минералы (пирит и халькопирит), лимонит и гётит.

Серная кислота, образуемая тиобациллами, вызывает распад алюмосиликатов, а под действием азотной кислоты, образуемой нитрификаторами, происходит выветривание известковых пород. В разрушении минералов трёхвалентного железа и алюмосиликатов важную роль играет сероводород, образующийся при процессах брожения.

Микробиологическим путем возможно новообразование карбонатов, гётита, гематита, глинозёма, сульфидных и других минералов вплоть до образования целых месторождений.

Выделение микроорганизмами продуктов метаболизма, поглощение из минералов и жидкой фазы различных элементов вызывает не только изменение минералов, но и состава обменных катионов, жидкой и газовой фаз, ионной силы растворов и др. [1]

Кроме минералов микроорганизмы преобразуют и твёрдые органические компоненты грунта в зависимости от условий в одном из трёх направлений: минерализации, гумификации и консервации не полностью разложившихся остатков [2].

Полная минерализация органического вещества происходит главным образом в условиях тёплого климата. В результате гумификации образуется гумус, в состав которого входят фракции тысячелетнего возраста.

При слабом развитии минерализации и гумификации происходит консервация полуразложившегося растительного материала. В результате такого процесса из болотных растений, трудноразлагаемыми компонентами которых являются клетчатка и лигнин, в условиях микробиологического разложения при недостатке кислорода и кислой реакции среды образуются торф и угли. Из планктонных водорослей, не содержащих лигнин, но богатых клетчаткой и жироподобными веществами, в отсутствие кислорода происходит микробиологическое восстановление сульфатов и формирование сапропелевых образований (газ, нефть, асфальты, горный воск и горючие сланцы).

Все эти процессы влияют на формирование состава порового раствора грунта под действием микроорганизмов. В результате их деятельности поровые растворы, насыщаясь различными компонентами, приобретают свойства кислот, щелочей или нейтральных растворов [1].

В связи с тем, что микроорганизмы потребляют или выделяют газы, происходит изменение газового состава грунта. Разложение органических веществ, бикарбонатов, сульфатов приводит к выделению CO2, CH4, H2S, N2, NH3 и летучих органических веществ. Потребление газов происходит при нитрификации NH3, окислении H2, CH4, CO, H2S, SO2.

Способность микроорганизмов поглощать газы используется для снижения газоносности угольных пластов.

Газообразные продукты жизнедеятельности микроорганизмов, накапливаясь в грунте и создавая повышенное давление в порах между частицами грунта, снижают трение между ними, тем самым снижая сопротивление сдвигу грунта, в результате чего может образоваться плывун [3].

За счёт выделения микроорганизмами поверхностно-активных веществ и в результате снижения прочности структурных связей может уменьшаться механическая прочность грунтов. Но при некоторых условиях микроорганизмы способны её увеличивать. Например, в результате деятельности железобактерий в сильно гумифицированных водорослях и болотах образуются ожелезнённые прослои песчаников [4].

Под влиянием деятельности микроорганизмов широкое развитие в природе имеет процесс агрегирования минеральных частиц. Этот процесс может происходить за счёт склеивания частиц продуктами жизнедеятельности микроорганизмов (особенно полисахаридами) при адсорбции микроорганизмов на поверхности твёрдых частиц, что ведёт к изменению структуры грунтов.

Способность микроорганизмов заполнять поры пород своей клеточной массой и продуктами своей жизнедеятельности, в результате которой повышается связность пород и уменьшается их водопроницаемость, находит практическое применение при эксплуатации нефтяных скважин. В США был разработан метод борьбы с обводнением скважин, основанный на закачке в пласт сульфатвосстанавливающих бактерий вместе с компонентами, образующими в порах породы нерастворимый осадок сульфида железа.

До настоящего времени микроорганизмы изучались в геологии в основном как фактор, влияющий на образование рудных (железа, цветных металлов и др.) и нерудных (нефть, сера и др.) полезных ископаемых, как фактор, влияющий на ход процессов диагенеза и гипергенеза, и очень мало внимания уделялось им при инженерно геологическом изучении горных пород и почв [4].

Но, поскольку биотическая составляющая имеет очень важное значение в формировании состава, структуры, состояния и свойств грунтов, она должна изучаться в инженерно-геологических целях наряду с другими компонентами.

ЛИТЕРАТУРА

1. Грунтоведение Трофимов В.Т., Королёв В.А., Вознесенский Е.А., Голодковская Г.А, Васильчук Ю.К., Зиангиров Р. С. Под ред.

B.Т. Трофимова. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во МГУ, 2005. -1024с. (Классический университетский учебник).

2. Радина В. В. Роль микроорганизмов в формировании свойств грунтов и их напряженного состояния Гидротехн. стр-во. 1973,N9. -

3. Болотина И.Н. Физико-химические явления с участием биотического компонента Теоретические основы инженерной геологии. Физико-хим. основы Под.ред. Е.М. Сергеева. М.: Недра., 1985. -С. 65-70.

4. Сергеев Е.М. Инженерная геология. М., Изд-во МГУ, 1978 - 384 с.

ИССЛЕДОВАНИЕ МОЛЕКУЛЯРНОГО ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТИ В

МЕЗОПОРИСТОЙ СРЕДЕ ГРАДИЕНТНЫМ МЕТОДОМ ЯМР STUDY OF THE MOLECULAR MOTION OF THE FLUID TROUGH MESOPOROUS

MEDIA BY PFG NMR METHOD

Н.К. Двояшкин - д.ф.-м.н., профессор, заведующей кафедрой физики, Альметьевский государственный нефтяной институт; Nariman K. Dvoyashkin - Doctor of Physics and Mathematics, Professor, Head of Physics Department, Almetyevsk State Oil Institute. E-mail: nar_dvoyashkinmail.ru

Градиентным методом ЯМР исследована молекулярная подвижность некоторых алканов в монтмориллоните (ММТ). Из анализа формы диффузионных затуханий сделан вывод о том, что часть молекул жидкости способна внедряться в кристаллическую решетку ММТ (первичные поры). Другая часть находится в прстранстве между кристаллитами твердой фазы (вторичные поры) и проявляет существенно большую молекулярную подвижность по отношению к подвижности в первичных порах.

Molecular mobility of some alkanes through porous mineral of montmorillonite (MMT) by PFG NMR method was investigated. Analysis of the shape the diffusion decay allowed us to conclude that some fraction the liquid molecules is able to penetrate into the cristal lattice of MMT (primary pores). Another part is in the space between crystallites of the solid phase (secondary pores) and has a substantially greater molecular mobility with respect to to the movability in the primary pores.

Ключевые слова: молекулярная подвижность. алканы, пористая среда, поры, монтмориллонит, диффузионное затухание, градиентный ЯМР.

Keywords: molecular mobility, alkanes, porous space, montmorillonite, diffusion decay, PFG NMR method.

В последние годы уделяется все больше внимания изучению молекулярного поведения жидкости в различных пористых системах, примером которых могут служить глины, пески, песчаники и т.п., насыщенные различными жидкостями, включая природную нефть, а также ее компоненты. Подобные системы могут успешно исследоваться с помощью градиентного метода ЯМР [1]. Данный метод позволяет экспериментально исследовать трансляционное молекулярное движение (самодиффузию), что позволяет получать информацию о состоянии жидкости вообще, и помещенной в поровое пространство среды, в частности.

Цель работы - исследовать молекулярное движение некоторых модельных углеводородных жидкостей посредством анализа экспериментальных результатов процесса самодиффузии некоторых алканов в мезопористых средах (средах с достаточно развитой поверхностью).

В работе изучалась самодиффузия двух предельных углеводородов - легколетучего гептана (С7Н16) и более тяжелого тридекана (С13Н28) в пористой среде порошкообразного монтмориллонита (ММТ) Бикляньского месторождения с величиной удельной поверхности S1 42,5м 2г.

Выбор объектов для исследования самодиффузии имеет практическую значимость, поскольку перечисленные углеводороды входят в состав нефти вне зависимости от ее источников и процентного соотношения компонент.

Характеристики трансляционной подвижности: форма диффузионных затуханий (ДЗ) амплитуды спиновых эхо (СЭ), коэффициенты самодиффузии (КСД) - определяли методом ЯМР с импульсным градиентом магнитного поля (градиентным ЯМР). Измерения осуществлялись с помощью лабораторного ЯМР диффузометра на кафедре физики Альметьевского государственного нефтяного института. Этот прибор характеризуется частотой резонанса на протонах ~64 МГц и максимальной величиной импульсов градиента магнитного поля g~50 Тлм. При измерениях КСД использовалась трёхимпульсная последовательность СЭ [1].

Термостатирование образца осуществлялось непосредственно в датчике ЯМР диффузометра в потоке нагретого воздуха. Измерения производили в диапазоне температур 30-1200C. Интервал времен наблюдения диффузия td составлял 2-100мс. Существенных изменений в форме регистрируемых при разных td ДЗ не наблюдалось.

Результаты диффузионных измерений анализировались с учетом времен продольной Т1 и поперечной Т2 ядерной магнитной релаксации.

Первичная информация о самодиффузии жидкости в пористой среде ММТ извлекалась из формы диффузионных затуханий [2] , т.е. зависимостей амплитуды А спиновых эхо (СЭ) ЯМР от квадрата интенсивности импульсного градиента магнитного поля g2 , аналитически которые можно было представить в виде:

А(д2)А(0) = P1exp(-Y262g2tdD1) + P2exp(-Y262g2tdD2), (1)

где P1 и P2 относительные доли диффундирующей жидкости жидкости с коэффициентами самодиффузии (КСД) D1 и D2 .соответственно (D2 < D1), Y-гиромагнитное отношение протона, 5-длительность импульсов градиента магнитного поля, td - время наблюдения за процессом самодиффузии.

Весьма интересные выводы были сделаны после анализа формы ДЗ тридекана в монтмориллоните. Согласно (1), можно было утверждать, что в данном случае наблюдалась двухобластная диффузия с параметрами P1 ,D1 и P2, D2. Поскольку монтмориллонит относится к слоистым минералам с расширяющейся кристаллической решеткой (тип 2:1), то допускалось, внедрение части диффузанта в межслоевое пространство кристаллической решетки. Последнее представляет собой так называемые первичные поры (микропоры), по которым диффундирует часть жидкости образца с долей P2 и КСД D2. Другая доля диффузанта P1 =1- P2 с КСД D1 локализована во вторичных порах (макропорах), представляющих собой зазоры между контактирующими частицами (макропоры), размеры которых значительно больше размеров первичных пор. Полученные качественные выводы на основе анализа формы диффузионных затуханий жидкости в исследуемом монтмориллоните достаточно хорошо согласуются с существующими представлениями об особенностях структуры этого минерала, что подтверждает весьма широкие возможности используемого градиентного метода ЯМР в такого рода исследованиях.

ЛИТЕРАТУРА

1.Двояшкин Н.К. Возможности градиентного ЯМР в исследовании самодиффузии нефти в пористой среде Н.К.Двояшкин, С.С.Морякова Известия ВУЗов. Нефть и газ. - 2009. №3. - С.22-28.

2. Двояшкин Н. К. Трансляционное молекулярное движение жидкости в дисперсном оксиде магния Двояшкин Н.К., Маклаков А.И., Хузиахметов Р.Х. Коллоидн. журн. - 1992 -т.54, №5 - С. 72-78.

3. https:ru. wikipedia. orgwiki.

ИССЛЕДОВАНИЕ ПОРИСТЫХ СРЕД МЕТОДОМ ЯМР С ИГМП

INVESTIGATION OF POROUS MEDIA BY NMR METWSG

А.Х. Новикова - ассистент кафедры физики, Альметьевский государственный нефтяной институт

Alina H. Novikova - Assistant Professor, Department of Physics, Almetyevsk State Oil Institute

Изучена и описана методика исследования пористых сред методом ЯМР с ИГМП.

Studied and described a method for the study of porous media by NMR METWSG.

Ключевые слова: пористая среда, ЯМР с ИГМП. Keywords: porous media, NMR METWSG method.

Проблема эффективности добычи нефти из природных пористых сред - одна их главных на данном этапе развития нефтедобывающей промышленности. Поэтому главная задача ученых - получить подробную информацию об их свойствах. Метод ядерного магнитного резонанса с импульсным градиентом магнитного поля (ЯМР с ИГМП) -классический метод исследования пористых сред, основанный на использовании внешних градиентов магнитного поля и получении характеристик пористой среды по данным о самодиффузии молекул жидкости в условиях полного заполнения порового пространства диффузантом [1].

Суть метода ЯМР с ИГМП (ЯМР диффузометрия) заключается в регистрации потери фазовой когерентности спинов за счет их трансляционных перемещений в условиях внешнего градиента магнитного поля. Измеряемой величиной при этом является диффузионное затухание (ДЗ) спинового эхо, которое, без учета эффектов ядерной магнитной релаксации, может быть представлено как:

A(q, t) = JJс(Го)W(r0; r, t)exp{i2pq(r - r)} drdr , (1)

где q = (2p )-1 yGS - волновой вектор, определяющий пространственное разрешения ЯМР эксперимента, c(r0) - начальное равновесное распределение плотности спинов в системе. W(r0;r,t) -плотность вероятности обнаружения спина (молекулы) в момент времени t в точке с радиус-вектором r , если в начальный момент времени t = 0 он находился в r0. Вид пропагатора W(r0;r,t) определяется как особенностями подвижности молекул диффузанта, так и

структурными характеристиками среды, поскольку диффузионный путь молекул в свободном объеме и в среде с механическими ограничениями (стенки пор), очевидно, различен. Таким образом, непосредственная связь измеряемого в ЯМР эксперименте диффузионного затухания a(q,t) с пропагатором W(r;r,t), зависящим от характеристик порового пространства, определяет широкие возможности применения метода ЯМР с ИГМП в исследовании структуры пористых объектов [2].

Исследования ЯМР диффузометрией дают подробное

представление о структуре и размере пор, позволяет изучить подвижность флюида, ответить на вопрос - является ли он связанным породой или может свободно перемещаться, определить вид флюида (нефть, вода, газ), но и позволяют решать ряд других вопросов фундаментального и прикладного характера. Для этого необходимо знать коэффициент самодиффузии (КСД) Ds, который в ЯМР с ИГМП эксперименте определяется из зависимости амплитуды сигнала спинового эхо от амплитуды прилагаемого внешнего градиента магнитного поля, т.е. a( q, t) ° a(g ). Для системы, все молекулы которой характеризуются одним коэффициентом самодиффузии, эта зависимость функционально выглядит как:

A(G) = а • exp(-f82G2tdDs), (2)

где Ds - искомый КСД, а - некая независящая от параметров

используемой импульсной последовательности величина, определяющая вклад ядерной магнитной релаксации, g - гиромагнитное отношение резонирующих ядер, 8 и G - длительность и амплитуда внешнего градиента магнитного поля, соответственно, td - время диффузии [2].

Как видно из выражения (2), получив диффузионное затухание a(g ) и построив его в зависимости от параметров эксперимента (8 2G2td) в полулогарифмических по оси ординат координатах, можно достаточно просто определить искомое значение коэффициента самодиффузии Ds:

Таким образом, зная параметры градиента магнитного поля и время диффузии, мы можем вполне корректно определить КСД интересующего нас диффузанта.

ЛИТЕРАТУРА

1. Двояшкин Н.К. Возможности градиентного ЯМР в исследовании самодиффузии нефти в пористой среде Н.К Двояшкин, С.С. МоряковаИзвестия ВУЗов. Нефть и газ. - 2009. №3. - С. 22-28.

2. Двояшкин Н.К. Определение структурных характеристик пористой среды методом ЯМР ИГМП Н.К. Двояшкин, А.И. МаклаковКоллойдный журнал. - 1996. - Т. 58, №5. - С. 595 - 599.

ИЗУЧЕНИЕ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ В ПОЛИМЕРНЫХ СМЕСЯХ

ИМПУЛЬСНЫМ МЕТОДОМ ЯМР STUDY PHASE TRANSITIONS IN PARTIALLY CRYSTALLISING POLYMER BLENDS

BY PULSED NMR METHOD

А.В. Филиппов - д.ф.-м.н., профессор кафедры физики, Альметьевский государственный нефтяной институт;

Andrey V. Filippov - Doctor of Physics and Mathematics, Professor of Physics Department, Almetyevsk State Oil Institute.

Показано, что одним из физических методов, наиболее удобных для изучения состояния и динамики молекул в таких системах как смеси кристаллизующихся с некристаллизующимися полимерами является импульсный метод ЯМР. Установлено, что в присутствии некристаллизующегося компонента, совместимого в расплаве с кристаллизующимся, смесь находится в частично кристаллическом состоянии, и включает в себя три вида областей, существенно различающиеся по молекулярной подвижности, а именно, кристаллические, промежуточные и аморфные.

It is shown that one of the physical methods, the most convenient for the study of the state and dynamics of molecules in such systems as a mixture crystallizing and non-crystallizing polymers is pulsed NMR method. It was established that in the presence of non-crystallizing component that is compatible with the melt of crystallizing component, the mixture is in a partially crystalline state, and includes three types of areas substantially different molecular mobility, namely, crystalline, intermediate and amorphous regions.

Ключевые слова: метод ЯМР, полимерные смеси, аморфные и кристаллические области, кристаллизация, времена ЯМ релаксации.

Keywords: NMR method, polymer blends, amorphous and crystalline regions, crystallization, NM relaxation times.

Создание новых композиционных материалов с принципиально новыми, улучшенными свойствами является одним из приоритетных направлений не только научного, но и технического прогресса. Это очевидно, поскольку появляется возможность эффективного использования этих материалов в промышленности. Основные проблемы, возникающие при смешивании полимеров, связаны с их термодинамической и технологической несовместимостью. Поэтому

чрезвычайно важным оказывается детальное изучение не только термодинамику смешения, но также таких вопросов как фазовое равновесие, процессы фазовых переходов, структуры полученных смесей.

Целью работы является изучение процессов кристаллизации и плавления смесей таких полимеров как очень хорошо кристаллизующийся полиэтиленокид (ПЭО) с некристаллизующимся полипропиленоксидом (ППО).

Метод исследований - импульсный ЯМР [1]. Для определения влияния на фазовые переходы трансляционных молекулярных движений в аморфных областях исследуемых объектов использовалась методика ЯМР с импульсным градиентом магнитного поля [2].

Экспериментальные результаты, полученные методами ЯМР позволили обнаружить существование в аморфной фазе частичнокристаллических смесей ПЭО - ППО двух видов областей, различающихся по характеру молекулярной подвижности, чего не наблюдалось в чистом ПЭО. Предложена модель структуры этих областей. Впервые обнаружено и обосновано явление перехода в процессе изотермической кристаллизации ПЭО с молекулярной массой (ММ) 4000 и в смеси этого ПЭО и ППО с ММ 425 от кристаллизации однократно сложенными цепями к кристаллизации полностью выпрямленными цепями. Обосновано представление о межкристаллитном пространстве как перколяционной системе, в которой происходит диффузия молекул, не входящих в кристаллиты. Показано, что молекулярное фракционирование ПЭО, происходящее при кристаллизации этого полимера, а также кристаллизации смесей, приводит к изменению диффузионного затухания намагниченности в расплаве.

ЛИТЕРАТУРА

1. Двояшкин Н.К., Маклаков А. И. Изучение кристаллизации олигоэтиленгликоля в присутствии четыреххлористого углерода. Высокомолек. соед.- 1979. Т.21А, №12. - С.2702-2706.

2. Двояшкин Н.К., Чирко Е.П. Особенности кристаллизации полиэтиленгликоля из концентрированных растворов Высокомолек. соед.- 1990. Т.32Б, №5. - С.371-376.

ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТИ И ЕЕ ФРАКЦИЙ МЕТОДОМ ЯМР

СПЕКТРОСКОПИИ STUDY OF OIL AND ITS FRACTIONS BY NMR SPECTROSCOPY

Г.А. Хасанова - старший преподаватель, кафедра физики, Альметьевский государственный нефтяной институт, Gulnaz A. Hasanovа - Senior lecturer, Department of Physics, ASOI

Описана методика исследования нефти и ее фракций методом ЯМР спектроскопии.

A method for the study of oil and its fractions by NMR spectroscopy is described.

Ключевые слова: метод ЯМР спектроскопии, нефть, фракции нефть, исследование фракций нефти.

Keywords: NMR spectroscopy method, oil, petroleum fractions, petroleum fractions

Нефть стала одним из решающих факторов общего технического прогресса и мировой политики. Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли играют важную роль в экономике промышленно развитых стран. С постепенным истощением легких и средних нефтяных ресурсов, большое внимание сосредоточено как эффективно и экономно выделить огромное количество запасов высоковязких нефтей и природного битума. Значительные запасы природных битумов, по оценкам различных исследователей, сосредоточены на территории Татарстана.

В связи с растущим значением нефти в мировой экономике и со стремительно развивающейся нефтеперерабатывающей

промышленностью, современный уровень исследований характеризуется детальным изучением состава нефтей с получением информации о содержании углеводородов на молекулярном уровне. В основном делается упор на данные метода ядерного магнитного резонанса (ЯМР).[1]

Для исследования нефти и ее фракций применяют метод ЯМР -спектроскопии. Современные ЯМР-спектрометры работают в импульсном режиме. Ампулу с веществом помещают в магнитное поле, которое создается сверхпроводящим соленоидом. После короткого электромагнитного импульса с частотой, близкой к резонансной ЯМР -частоте, записывают на компьютер отклик образца - сигнал спада свободной индукции. Сигнал может быть преобразован с помощью математического Фурье - преобразования в обычный ЯМР - спектр. Процедуру импульсного воздействия и записи сигнала можно многократно повторить с целью повышения чувствительности.[2]

Спектроскопия ЯМР высокого разрешения на ядрах атомов водорода обычно применяется для анализа растворов фракций нефти, что, как правило, позволяет наблюдать более или менее узкие линии поглощения. При этом извлекают информацию о распределении водорода, связанного с ароматическими циклами, гетероатомами и входящего в состав метальных, метиленовых и метиновых групп. В такого рода спектрах обычно выделяют 4 области, соответствующие протонам различного типа: - 6.5-8 м.д. - сигналы ароматических протонов; -1.8 - 4 м. д. - протоны в а- положении к ароматическим циклам (т.е. непосредственно присоединенные); - 1 - 8 м.д.- СН и СН2 -группы, удаленные от ароматики, а также метилы в в- положении к ароматическим циклам; 0.7 - 1м.д. - протоны метальных групп, более удаленные от ароматических циклов.[3,4]

Таким образом, если известна средняя эмпирическая формула, рассчитанная по элементарному составу и средней молекулярной массе фракций, то можно распределить атомы водорода по структурным группам. По протонным спектрам можно, в принципе, получить большое количество структурно - групповых характеристик «средней молекулы». Недостаток данного способа состоит в том, что особенности строения углеродных остовов необходимо рассчитывать по распределению водорода. Вводя некоторые допущения и приближения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Двояшкин Н. К. Возможности градиентного ЯМР в исследовании самодиффузии нефти в пористой среде Н.К.Двояшкин, С. С.МоряковаИзвестия ВУЗов. Нефть и газ. - 2009.№3. - с.22-28.

2. Двояшкин Н.К. Определение структурных характеристик пористой среды методом ЯМР ИГМП Н.К.Двояшкин, А.И. Маклаков Коллоидный журнал. 1996. - т.58, №5. - с. 595 - 599.

3. Пентин Ю.А., Вилков Л.В. Физические методы исследования в химии.- М.: «Мир», 2006.

4. Сюняев З.И. Химия нефти. - Л.: Химия, 1984

О РОЛИ КУРСА ФИЗИКИ В СИСТЕМЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ БАКАЛАВРОВ ДЛЯ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЯНОЙ

ПРОМЫШЛЕННОСТИ ON THE ROLE OF PHYSICS COURSE IN TRAINING BACHELORS FOR petroleum

Р.Р. Кабиров - к.п.н., доцент кафедры физики, Альметьевский государственный нефтяной институт

Н.К. Двояшкин - д.ф.-м.н., профессор, заведующий кафедрой физики, Альметьевский государственный нефтяной институт

Radis R. Kabirov - PhD in pedagogies, associate professor of physics, ASOI Nariman K. Dvoyashkin - Doctor of Physics and Mathematics, Professor, Head of Physics Department, ASOI

Предлагаются выявленные организационно-дидактические условия формирования профессиональной компетентности у бакалавров в процессе преподавания курса общей физики на примере технического вуза нефтяного профиля.

Organizational and didactic conditions for the formation of professional competencies at students of the University of Petroleum in the study of the physics course are offered.

Ключевые слова: технический вуз, специальные дисциплины, формирования профессиональных компетенций.

Keywords: technical college, specialized disciplines, the formation of professional competencies.

В данной работе выявляются организационно-дидактические условия формирования профессиональной компетентности у бакалавров в процессе преподавания курса общей физики на примере технического вуза нефтяного профиля. При изучении физических явлений, процессов и законов, у студента формируется тот прочный базис знаний, на котором впоследствии будет происходить освоение специальных дисциплин, непосредственно связанных с профессиональной деятельностью будущего инженера-специалиста [1].

В высших технических учебных заведениях, организацию учебного процесса необходимо проводить в направлении интеграции курса физики с последующими специальными учебными дисциплинами. Безусловно, такая постановка вопроса ни в коей мере не должна нарушать очевидного понятия того, что вообще говоря, физика в самом широком смысле является мировоззренческой наукой [2].

Актуальность педагогических исследований в данном направлении следует из содержания последних документов, принятых министерствами образования и науки РФ и РТ, которые указывают на необходимость формирования профессиональных компетенций будущих инженеров на основе усиления практической направленности их физико-математической подготовки в технических вузах [3].

Основные цели и задачи проведенных исследований:

1) Определить организационно-дидактические условия организации учебного процесса на основе интеграции курса физики и специальных дисциплин в системе профессиональной подготовки.

2) Спроектировать задачный блок для преподавания физики на основе разработанной технологии.

3) Разработка и постановка лабораторных установок соответствующих целям и задачам проводимых исследований.

В процессе решения первой задачи были анализированы программы курсов общей физики и специальных дисциплин. Различные специальные дисциплины преподаются на основе многих физических явлений, рассматриваемых в курсе общей физики, поэтому подготовка специалистов для различных отраслей нефтяной промышленности требует фундаментализации курса общей физики, т.е. дифференциации объема и глубины изложения материала физики в зависимости от будущей квалификации выпускников. Программа любого учебного предмета должна содержать такой теоретический материал, который максимально приближен к будущей профессиональной деятельности бакалавров. Кафедрой физики АГНИ были разработаны отдельные рабочие программы по физике для каждой специальности, в которых конкретно указывается место материала специальных дисциплин в изучаемом разделе курса физики, а также основные виды компетенций, которыми должны овладеть бакалавры данного направления.

В процессе решения второй задачи были определены преимущества задачных подходов в физике:

- курс физики является базой для освоения большинства профессиональных дисциплин;

- большая часть профессиональных компетенций выпускников технических вузов основываются на знаниях, умениях и навыках, связанных со способностью решать задачи по физике;

- значительную часть учебных задач по физике можно насытить материалом и ситуациями профессиональной направленности [4].

Многие технические задачи могут быть решены при помощи физической модели и физическими способами. Поэтому, учебные физические задачи могут и должны быть мощным инструментарием компетентностного подхода, т.е. для начальной подготовки компетентных специалистов уже на этапе изучения общеобразовательных дисциплин [5].

Для решения третьей задачи, физические лаборатории были оснащены стендами и учебными установками, соответствующими специальности студентов. Некоторые лабораторные работы были поставлены совместно с выпускающими кафедрами. В результате, при выполнении подобных лабораторных работ, студенты получают не только знания по основным положениям физики, но и по физическим интерпретациям ряда технических процессов и природных явлений, а также представления о работе некоторых установок, с которыми они впоследствии встретятся в своей профессиональной деятельности [6].

Таким образом, учебный процесс организовывается так, что изучение материала проводится в тесной связи с его современными техническими применениями в нефтегазовой промышленности. Такой

подход способствует ранней адаптации студентов к выбранной специальности, вырабатывает навыки инженерных расчетов и творческого подхода к поставленным вопросам, а также учит применять знания, полученные при изучении фундаментальных наук в своей будущей профессиональной деятельности. Интеграция курса общей физики и специальных дисциплин позволяет повысить заинтересованность студентов в изучении физики, улучшить качество преподавания, приблизить курс физики к особенностям и содержанию инженерной деятельности, развить навыки применения физических знаний на практике [2].

ЛИТЕРАТУРА

1. Кабиров Р.Р., Двояшкин Н.К. О взаимодействии физики и специальных дисциплин в системе подготовки кадров для нефтегазового производства Тезисы международной научно-практической конференции «Современные технологии подготовки кадров и повышения квалификации специалистов нефтегазового производства». - Самара: тип-я СамГТУ, 2014 - С. 38-39

2. Кабиров Р.Р., Двояшкин Н.К. Об интеграции курса физики и специальных дисциплин при подготовке инженеров для нефтяной промышленности Физика в системе высшего и среднего образования России: Тезисы докладов международной школы-семинара. М.: АПР, 2010. - С. 149-150.

3. Кабиров Р.Р., Двояшкин Н.К. Использование задачно-модульной технологии в преподавании физики в вузе Высшее образование в России. - 2013. - №7. С. 81-85.

4. Кабиров Р.Р., Двояшкин Н.К. Оптимизация учебного процесса на основе задачно-модульной технологии Актуальные проблемы преподавания физики в вузах и школах стран постсоветского пространства: Материалы международной школы-семинара « Физика в системе высшего и среднего образования». М.: АПР, 2011. - С. 113114.

5. Кабиров Р.Р., Двояшкин Н.К. Задачно-творческий подход к преподаванию физики в техническом вузе нефтяного профиля Информационно-коммуникационные технологии в подготовке учителя технологии и учителя физики: Материалы научно-практической конференции. Коломна: МГОСГИ, 2010. - С. 165-170.

6. Кабиров Р. Р. Некоторые подходы к профессионально направленному изучению физики Модернизация профессионального образования: вопросы теории и практический опыт: Материалы международной научно-практической конференции, посвященной Году учителя. -Казань: «Печать-Сервис-XXI век», 2010. - С. 67-71.

РОЛЬ АСФАЛЬТЕНОВ В ОБРАЗОВАНИИ ДИНАМИЧЕСКИХ НАДМОЛЕКУЛЯРНЫХ СТРУКТУР В НЕФТИ ROLE OFASPHALTENES IN THE FORMATION OF DINAMICSUPRAMOLECULAR

С.С. Нагимуллина - старший преподаватель кафедры физики, Альметьевский государственный нефтяной институт; Svetlana S. Nagimullina - Senior Lecturer, Department of Physics, ASOI

В работе экспериментально изучены процессы самодиффузии в нефти Мамуринского месторождения, деасфальтенизированной гексаном, при различных временах диффузии .

In this paper we experimentally studied the processes of self-diffusion in oil Mamurinskogo field deasfaltenizirovannoy hexane, at different times of diffusion.

Ключевые слова: нефть, самодиффузия, спектр. Keywords : oil, self-diffusion, spectrum .

Нефть - многофазная, многокомпонентная смесь сложного состава, способная в широком интервале значений термобарических параметров изменять агрегатное состояние и, соответственно, объемные свойства. В нефтяных системах возникают значительные отклонения от идеальности за счет полярности молекул, различий в структуре и строении, что проявляется в неаддитивности многих свойств, например, вязкости [1]. Отклонения от аддитивности имеют место не только для смесей, состоящих из углеводородов различных гомологических рядов, но и в пределах одного гомологического ряда. Эти особенности нефтяных систем обусловлены склонностью образующих их компонентов к ассоциации (или образованию надмолекулярных структур).

В зависимости от характера межмолекулярных взаимодействий надмолекулярные структуры подразделяются на асфальтеновые ассоциаты, ассоциаты из полициклических ароматических или парафиновых углеводородов, которые из-за различия свойств в одной и той же дисперсионной среде ведут себя неодинаково.

Формирование в нефтяных многокомпонентных системах обратимых надмолекулярных структур с различными физико-химическими и механическими свойствами и разной склонностью к расслоению существенно влияет на добычу, транспорт, подготовку и хранение нефти. Если не регулировать процессы формирования надмолекулярных структур, то это может привести к потерям ценных

компонентов в пласте, высоким гидравлическим сопротивлениям при транспорте нефти, образованию отложений в трубопроводах, резервуарах и другом оборудовании. В связи с этим важным представляется изучение трансляционной подвижности

(самодиффузии) молекулярных компонент нефти.

Основная цель работы- попытаться оценить молекулярное состояние компонент нефтей (деасфальтенизированной гексаном нефти) посредством экспериментального изучения процесса самодиффузии в этих системах (СД).

Наиболее информативным для исследования данных систем является метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР) с использованием импульсного градиента магнитного поля (ИГМП) [2].

В качестве объекта исследования использовалась нефть Мамуринского месторождения, деасфальтенизированная гексаном. Основные характеристики нефти Мамуринского месторождения представлены в таблице 1.

Основные характеристики нефти Мамуринского месторождения

Мамуринская нефть

Легкие фракции, % 21,2

Ароматические Resins, % 13,7

Спирто-ароматические смолы 3,6

Асфальтены 1,4

ваннадий 0.00002

никель 0.00021

Теплоемкость (+50С) ДжгК 2.60

Содержание твердых парафинов, % 0.4

Т плавл. Парафинов,0С +32, +42

Для выявления особенностей поведения деасфальтенизированной гексаном нефти Мамуринского месторождения в ходе эксперимента были получены диффузионные затухания при временах диффузии td=11, 111 и 222 мс, при комнатной температуре.

Из экспериментальных данных исследования зависимости формы диффузионных затуханий от времени диффузии было получено : уменьшение с увеличением времени диффузии населенности «медленной» компоненты, постоянство среднего коэффициента самодиффузии. Такое поведение свидетельствует о существовании в деасфальтенизированной гексаном нефти Мамуринского месторождения таких механизмов межмолекулярного взаимодействия, в результате которых осуществляется динамическое равновесие между процессами непрерывного образования неких надмолекулярных структур (ассоциатов) и их разрушения.

По представленным в работе экспериментальным данным были сделаны следующие выводы: форма кривых диффузионных затуханий является сложной, неэкспоненциальной и зависящей от времени диффузии, что обусловлено наличием зацеплений макромолекулярных компонент исследуемой нефти, образующих ассоциаты (по аналогии результатов исследования самодиффузии макромолекул в концентрированных растворах и расплавах полимеров [2]) , а также свидетельствует о многофазности исследуемой системы. Анализ полученных экспериментальных данных показал, что для деасфальтенизированной гексаном нефти Мамуринского месторождения характерен «межфазный» обмен. Экспериментально было определено среднее время жизни молекулярных компонент в «медленных» фазах. Из предположения о том, что обменивающими фазами в нефтях являются надмолекулярные структуры (ассоциаты), и полученых экспериментальных результатов для

деасфальтенизированной нефти, можно выдвинуть гипотезу о том, что доминирующую роль в образовании надмолекулярных структур в нефтях играют не только асфальтены.

ЛИТЕРАТУРА

1. drillman.runeft-kak-dispersnaya-sistema

2. Маклаков А.И., Скирда В.Д., Фаткуллин Н.Ф. Самодиффузия в растворах и расплавах полимеров.-Казань:Изд-во Каз. Гос. Университета, 1987, -204 с.

Химия, экология и безопасность жизнедеятельности

РАДИАЦИЯ И ЕЕ ВЛИЯНИЕ НА ЧЕЛОВЕКА RADIATION AND ITS EFFECTS ON HUMANS

И.Н. Рымашевская - ассистент кафедры прикладной химии, Альметьевский государственный нефтяной институт.

I.N. Rymashevsky - assistant of the Department of applied chemistry, the Almetyevsk state oil Institute.

Рассматривается вопрос о влиянии радиации на здоровье человека. Радиация по самой своей природе вредна для жизни. Малые дозы облучения могут привести к раку или к генетическим повреждениям. При больших дозах радиация может разрушать клетки, повреждать ткани органов и явиться причиной скорой гибели организма.

Discusses the influence of radiation on human health. Radiation is inherently harmful to life. Small doses of radiation can lead to cancer or genetic damage. In high doses, radiation can destroy cells, damage organs and cause quick death of the organism.

Ключевые слова: радиация, здоровье человека, опасность, генетические изменения, доза облучения.

Key words: radiation, human health, risk, genetic modification, irradiation dose.

Вопрос влияния радиации на человека уделяется не меньшее значение в современном мире, чем вопросам наркомании, алкоголизма и СПИДа. В промышленно развитых странах не проходит и недели без какой- нибудь демонстрации общественности по этому поводу. Такая же ситуация может возникнуть и в развивающихся странах, которые создают свою атомную энергетику; есть все основания утверждать, что дебаты по поводу радиации, и ее воздействия вряд ли утихнут в ближайшем будущем.

Научный комитет ООН по действию атомной радиации собирает всю доступную информацию об источниках радиации, и ее воздействии на человека и окружающую среду и анализирует ее. Он изучает широкий спектр естественных и созданных искусственно источников радиации, и его выводы могут удивить даже тех, кто внимательно следит за ходом публичных выступлений на эту тему.

Радиация действительно смертельно опасна. При больших дозах она вызывает серьезнейшие поражения тканей, а при малых может вызвать рак и индуцировать генетические дефекты, которые, возможно, проявятся у детей и внуков человека, подвергшегося облучению, или у его более отдаленных потомков[1].

Но для основной массы населения самые опасные источники радиации - это вовсе не те, о которых больше всего говорят. Наибольшую дозу человек получает от естественных источников радиации. Радиация, связанная с развитием атомной энергетики, составляет лишь малую долю радиации, порождаемой деятельностью человека. Значительно, большие дозы мы получаем от других, вызывающих гораздо меньше нареканий, форм этой деятельности, например от применения рентгеновских лучей в медицине. Кроме того, такие формы повседневной деятельности, как сжигание угля и использование воздушного транспорта, в особенности же постоянное пребывание в хорошо герметизированных помещениях, могут привести к значительному увеличению уровня облучения за счет естественной радиации. Наибольшие резервы уменьшения радиационного облучения населения заключены именно в таких бесспорных формах деятельности человека.

Радиация по самой своей природе вредна для жизни. Малые дозы облучения могут запустить не до конца еще установленную цепь

событий, приводящую к раку или к генетическим повреждениям. При больших дозах радиация может разрушать клетки, повреждать ткани органов и явиться причиной скорой гибели организма[2].

Повреждения, вызываемые большими дозами облучения, обыкновенно проявляются в течение нескольких часов или дней. Раковые заболевания, однако, проявляются спустя много лет после облучения - как правило, не ранее чем через одно - два десятилетия. А врожденные пороки развития и другие наследственные болезни, вызываемые повреждением генетического аппарата, по определению появляются лишь в следующем или последующем поколениях: это дети, внуки и более отдаленные потомки индивидуума, подвергшегося облучению.

Радиация таит в себе следующие опасности: клеточные мутации; лучевые ожоги и лучевая болезнь; раковые заболевания; диарея; повреждения костей; повреждение легких; повреждение красного костного мозга, систем синтеза кровяных клеток, развитие болезней крови; повреждение ротовой полости и легких; повреждение органов чувств и головного мозга[3].

Данный список можно дополнять еще долго, например, не стоит забывать про отложенные последствия, например, облысение, внутренние кровотечения и смертельный исход.

Если вы не знаете, какой уровень радиации вас окружает, то вы не сможете предпринять адекватных мер. Выход из данной ситуации очень прост - купить дозиметр, специальный прибор измеряющий радиацию. Современные дозиметры занимают места не больше чем мобильный телефон и обладают достаточным временем автономной работы.

ЛИТЕРАТУРА

1. Лисичкин В.А., Шелепин Л.А., Боев Б.В. Закат цивилизации или движение к ноосфере (экология с разных сторон). М.; ИЦ-Гарант, 1997.- 352 с.

2. Данилова-Данильяна В. И. Экологические проблемы: что происходит, кто виноват и что делать? Учебное пособие. М.: Изд-во МНЭПУ, 1997.-332 с.

3. Данилова-Данильяна В. И. Экология, охрана природы и экологическая безопасность. Учебное пособие. М.: Изд-во МНЭПУ, 1997. - 424 с.

4. Ревелль П., Ревелль Ч. Среда нашего обитания. Энергетические проблемы человечества. М.; Наука, 1995.- 296с.

ЭФФЕКТИВНЫЕ СПОСОБЫ БОРЬБЫ С МИКРООРГАНИЗМАМИ В

НЕФТЕХИМИИ

EFFECTIVE WAYS OF COMBATING MICROORGANISMS IN THE PETROCHEMICAL

Р.Л. Будкевич - к.т.н., доцент, кафедра прикладной химии, Альметьевский государственный нефтяной институт О.С. Григорьева - к.п.н., доцент, кафедра прикладной химии, Альметьевский государственный нефтяной институт

RosaL. Budkevich- PhD in Engineering, an associate professor of department of Applied chemistry, Almetyevsk State Oil Institute

Olga S. Grigoreva- PhD in Pedagogy, an associate professor of department of Applied chemistry, Almetyevsk State Oil Institute

В статье представлены различные способы и методы подавления процесса коррозии трубопроводов в условиях добычи и транспортировки нефти, вызванной присутствием разных форм микроорганизмов. Доказывается необходимость внедрения в процесс нефтедобычи и нефтепереработки препаратов, подавляющих микробиологическую активность сероводородных бактерий.

The article presents the different ways and methods of suppressing corrosion of pipelines in the conditions of production and transportation of oil, caused by the presence of different forms of microorganisms. The author proves the necessity of introducing in the process of oil production and refining of drugs that suppress microbial activity of hydrogen sulfide bacteria.

Ключевые слова: коррозия трубопроводов,

сульфатвосстанавливающие бактерии, подавление бактериальной микрофлоры, адгезированные формы бактерий, добыча и переработка углеводородов.

Keywords:pipeline corrosion, sulfate-reducing bacteria, suppression of bacterial microflora adhered forms of bacteria, the production and processing of hydrocarbons.

Потери от коррозии стали и чугуна оцениваются в 30% годового производства. Значительная доля изделий, вышедшая из строя вследствие коррозии, снова используется металлургией, но около 10% металла теряется безвозвратно, рассеиваясь в виде продуктов окисления [1].

Расход материальных ценностей вследствие коррозии не ограничивается потерей металла, то есть прямыми потерями, значительно выше потери косвенные. Изделия, пришедшие в негодность, требуют замены, что сопряжено со значительными затратами. Для замены приходится на некоторое время останавливать производство, обслуживаемое этими изделиями. Следует учесть

происходящие иногда аварии, приводящие к потере продуктов (например, в нефтяной и химической промышленности) и к экологическим проблемам. При стечении неблагоприятных обстоятельств возможны взрывы аппаратуры, работающей при повышенном давлении, из-за уменьшения прочности в результате коррозии. Возможна утечка ценного продукта через отверстия в трубопроводах, образовавшихся вследствие коррозии.

Коррозия внутренних поверхностей труб, сопровождаемая отложением твердых продуктов коррозии, уменьшает сечение и требует дополнительных затрат энергии. Коррозия аппаратуры может привести в химической промышленности к загрязнению вырабатываемых продуктов соединениями металлов.

Немалый расход составляет поддержание в исправности объектов, требующих периодического возобновления защитных средств. Необходима периодическая окраска сооружений, служащих на воздухе или в природных водах. Конструкторы, учитывая коррозию, часто вынуждены увеличивать сечение изделий, например, стенок труб для химической промышленности, что повышает их стоимость [2].

В Соединенных Штатах Америки ежегодные потери от коррозии оценивают суммой порядка 300 миллиардов долларов. В большинстве стран потери от коррозии составляют от 4 до 6 % национального дохода.

Росту потерь от коррозии способствует интенсивное развитие металлоемких отраслей промышленности, таких как энергетика, транспорт, металлургия, химическая, нефтяная и нефтехимическая промышленность, а также ужесточение условий эксплуатации.

В настоящее время общийметаллофонд Российской Федерации составляет 1,6 млрд. тонн. При этом 40-50 % машин и сооружений работают в агрессивных средах, 30% в слабо агрессивных, и только около 10 % не требуют антикоррозионной защиты [3].

Для предотвращения последствий, вызываемых

жизнедеятельностью бактерий, - биокоррозии, в ряде случаев применяют катодную защиту и защитные покрытия. Однако, при катодной защите в присутствии сероводородокисляющих бактерий (СВБ) совершенно недопустимо увеличивать катодный ток выше плотности 0,06 мАсм2, поскольку при этом происходит резкое снижение защитного эффекта вследствие разрушения известковой пленки при образовании пузырьков водорода [4]. В условиях бактериальной коррозии достаточно эффективны лакокрасочные и полимерные покрытия с биоцидными свойствами или включающие биоциды -органические соединения ртути, олова, свинца, хрома, цинка, производные фенола, четвертичные аммониевые соединения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Электрохимическая коррозия металлов. Учебное пособие Журавлев Б.Л., Кайдриков Р.А., Нуруллина Л.Р. - Казань: КНИТУ, 2003. -80 с.

2. Абзальдинов, Х.С. Биологическая коррозия металлических конструкций и защита от нее Х. С. Абзальдинов Вестник Казанского технологического университета. - Казань: КНИТУ, 2013. -в. 1. - Т. 16. - С. 170 - 175.

3. Вдовина, С.В. Бактерицидная активность некоторых ингибиторов коррозии С. В. Вдовина, О.С. Григорьева, Р.Л. Будкевич, Т. Т. Будкевич Вестник Казанского технологического университета. - Казань: КНИТУ, 2014. - Т. 17. - № 4. - С. 276 - 279.

4.Будкевич, Р.Л. Противокоррозионная защита: Методические указания по проведению практических занятий для бакалавров направления 131000 «Нефтегазовое дело» профилей «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ», «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки» - Альметьевск: АГНИ, 2014. - 65 с.

МЕТОДЫ ПОДАВЛЕНИЯ РОСТА МИКРОФЛОРЫ В УСЛОВИЯХ

НЕФТЕДОБЫЧИ METHODS OF INHIBITING THE GROWTH OF MICROORGANISMS IN THE

CONDITIONS OF PRODUCTION

О.С. Григорьева - к.п.н., доцент, кафедра прикладной химии, Альметьевский государственный нефтяной институт Р.Л. Будкевич - к.т.н., доцент, кафедра прикладной химии, Альметьевский государственный нефтяной институт

Olga S. Grigoreva- PhD in Pedagogy, an associate professor of department of Applied chemistry, Almetyevsk State Oil Institute

RosaL. Budkevich- PhD in Engineering, an associate professor of department of Applied chemistry, Almetyevsk State Oil Institute

В статье рассматриваются физические и химические методы борьбы с коррозией, обусловленной наличием определенного количества сероводородокисляющих бактерий. Предложены эффективные методики, определяющие степень подавления бактериальной микрофлоры.

The article discusses the physical and chemical methods of corrosion control, due to the presence of a certain number of serovodorodnoi bacteria. Proposed effective techniques that determine the degree of suppression of the bacterial microflora.

Ключевые слова: физические и химические методы борьбы с разрушением металла, коррозия трубопроводов,

сульфатвосстанавливающие бактерии, подавление бактериальной микрофлоры, адгезированные формы бактерий, нефтедобыча и транспортировка углеводородов.

Keywords: physical and chemical methods of dealing with the destruction of metal, pipeline corrosion, sulfate-reducing bacteria, suppression of bacterial microflora adhered forms of bacteria, oil production and transportation of hydrocarbons.

В настоящее время проблема коррозии усугубляется резким старением основного металлофонда, физическим и моральным износом, недостаточной степенью возобновляемости и реновации, т.е. реконструкции и ремонта.

Анализ причин отказов и аварий нефтегазовых сооружений свидетельствует о превалирующем влиянии коррозионного фактора. В нефтедобывающей промышленности и транспорте нефти 70 % отказов произошло по причине коррозионных повреждений.

Затраты, связанные с коррозией, вызвали необходимость исследований, направленных на изучение природы явления и изыскание более совершенных способов защиты металла. Затраты на защиту от коррозии должны быть экономически оправданными.

Среди физических параметров коррозионной среды и внешних воздействий различают следующие: температура, давление, перемешивание, поляризация током, радиоактивное излучение.

При повышении температуры скорость коррозии, как правило, возрастает. Это вызывается следующими основными причинами:

а) увеличением скорости диффузии окислителя к поверхности металла и продуктов коррозии от поверхности;

б) снижением перенапряжения и увеличением скорости электрохимических реакций;

в) увеличением скорости промежуточных реакций;

г) ростом растворимости продуктов коррозии [1].

Повышение температуры может и снижать скорость коррозии. Например, при коррозии металла в нейтральных средах, когда окислителем является кислород, поскольку его растворимость в воде с ростом температуры снижается.

С ростом давления скорость коррозии обычно увеличивается, поскольку повышается растворимость кислорода, и увеличиваются механические напряжения в металле.

Сложный характер влияния на скорость коррозии имеет перемешивание. Как правило, она увеличивается за счет облегчения доступа окислителя, но иногда это может привести к пассивации металла.

Внешний анодный ток ускоряет коррозию, катодный - замедляет.

Поляризация внешним переменным током усиливает коррозию. Это происходит потому, что во время анодного полупериода скорость анодного процесса (ионизация металла) возрастает, в то время как при катодном периоде разряд ионов металла не происходит.

Радиоактивное излучение также оказывает существенное влияние на протекание коррозионных процессов. В большинстве случаев радиация усиливает скорость коррозии в 1,5 - 3 раза. В некоторых случаях для хромоникелевых сталей скорость коррозии может снижаться [2].

В 10 - 100 раз может возрастать скорость атмосферной коррозии железа, меди, цинка, никеля, свинца. Катастрофическая коррозия, сопровождающаяся растрескиванием, развивается в сплавах.

Радиоактивное излучение, не изменяя принципиально механизм коррозии, оказывает влияние на кинетику коррозионных процессов. Изменение скорости коррозии DV является функцией трех эффектов:

DV = f (Эр, Эд, Эф),

где Эр - радиолизный эффект; он обусловлен воздействием облучения на коррозионную среду, прежде всего на воду. Образующиеся при радиолизе воды Н2О2; ОН и НО2 являются энергичными окислителями.

Эд - деструктирующий эффект; он заключается в упругом и тепловом взаимодействии поверхности металла с облучающими частицами, что приводит к появлению дефектов в поверхностном слое металла и оксидной пленке, что облегчает протекание анодного процесса.

Эф - фоторадиационный эффект, приводящий к образованию дополнительного количества носителей тока определенного типа, может как ускорять, так и замедлять коррозионные процессы (в зависимости от типа образующихся оксидов р-типа или n-типа). Вообще влияние эффекта незначительно.

Коррозия, протекающая в условиях интенсифицирующего воздействия микроорганизмов и продуктов их жизнедеятельности, называется биологической или биохимической. Такая коррозия вызывается, в основном, бактериями, находящимися в почве, водоемах, грунтовых водах. Она носит сезонный характер и наиболее интенсивна в весенний влажный период.

Для борьбы с бактериальным заражением нефтяного пласта и наземных коммуникаций разработаны физические и химические способы[3].

К физическим относят находящиеся в стадии технологической проработки методы уничтожения микрофлоры под воздействием ультрафиолетового, электромагнитного и радиационного облучения. Стерилизация водных сред может быть осуществлена также воздействием постоянного электрического тока - нагреванием. Однако,

следует отметить, что последний метод, при простоте реализации, может быть использован лишь для пресных вод, так как сопряжен с нарушением химического равновесия, приводящим к выпадению значительного количества солевых осадков, отлагающихся в оборудовании.

Было выявлено [4], что магнитогидродинамическая обработка технологических жидкостей позволяет целенаправленно перераспределять ионы в объеме флюидов и, тем самым изменять рН электролита в локальных объемах потока. Жизнедеятельность бактерий возможна только при значениях рН 4-9, и снижение рН ниже 4 приводит к гибели клеток бактерий. Одновременное воздействие постоянного магнитного поля и сил гравитации создает в пристеночном слое технологических жидкостей условия для протонирования мембранных оболочек бактерий, что позволяет негативно воздействовать на их жизнедеятельность.

ЛИТЕРАТУРА

1. Семенова, И.В., Коррозия и защита от коррозии Под ред. И.В. Семеновой, Г.М. Флорианович, А.В. Хорошилова - М.: ФИЗМАЛИТ, 2002. - 336 с.

2. Вдовина, С. В. Бактерицидная активность некоторых ингибиторов коррозии С. В. Вдовина, О.С. Григорьева, Р.Л. Будкевич, Т.Т. Будкевич Вестник Казанского технологического университета. -Казань: КНИТУ, 2014. - Т. 17. - № 4. - С. 276 - 279.

3. Будкевич, Р.Л. Противокоррозионная защита: Методические указания по проведению практических занятий для бакалавров направления 131000 «Нефтегазовое дело» профилей «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ», «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки» - Альметьевск: АГНИ, 2014. - 65 с.

4. Ахияров, Р.Ж. Магнитогидродинамический сепаратор для снижения минерализации оборотных и сточных вод Р.Ж. Ахияров, А.Б. Лаптев, Д.Е. Бугай Материалы международной научно-технической

УДК 502.55:622.276.5

ЭФФЕКТИВНОСТЬ НОВЫХ БИОТЕХНОЛОГИЙ РЕКУЛЬТИВАЦИИ НЕФТЕЗАГРЯЗНЕННЫХ ЗЕМЕЛЬ ДЛЯ ЧЕРНОЗЕМОВ ЗАКАМЬЯ EFFECTIVENESS OF NOVEL BIOTECHNOLOGIES FOR RESTORATION OF OIL-CONTAMINATED BLACK HUMUS EARTH IN OAO TATNEFT

Л.В. Малыхина - к.х.н., зав. лабораторией, ТатНИПИнефть И.А. Шайдуллина - к.х.н., старший научный сотрудник, ТатНИПИнефть (по совместительству доцент, КНИТУ-КАИ) Н.А. Антонов - инженер, ТатНИПИнефть

Д.И. Сибгатова - инженер, ТатНИПИнефть

A.Х. Яппаров - д-р х.н, директор ГНУ Татарский НИИАХП

B.З. Латыпова - д-р х.н., зав. кафедрой прикладной экологии, профессор, член-корр. АН РТ, Казанский (Приволжский) федеральный университет

Э.Ш.Гадиева - магистр, Казанский (Приволжский) федеральный университет

L.V.Malykhina, Ph.D. (Chemistry), TatNIPIneft

I.A. Shaidullina, Ph.D. (Chemistry), Senior Research Engineer, TatNIPIneft, Assistant Professor at Kazan National Research Technological University (part time) N.A. Antonov, Engineer, TatNIPIneft

D.I. Sibgatova, Engineer, TatNIPIneft

A.Kh. Yapparov, Dr.Sc., (Tatar Research Institute of Agrochemistry and Agrology, Kazan) V.Z. Latypova, Dr.Sc., Kazan Federal University

E. Sh.Gadieva, M.Sc,,Kazan Federal University

Проанализированы результаты экспериментальных полевых исследований по изучению возможности внедрения биотехнологий для рекультивации нефтезагрязнённых черноземов в ОАО «Татнефть». По результатам полученных данных оценена целесообразность расширения диапазона, применяемых в ОАО «Татнефть» методов рекультивации, выявлены эффективные методы рекультивации, разработаны рекомендации по их применению, разработаны технологии рекультивации нефтезагрязнённых земель и земель смешанного типа загрязнения с применением новых биотехнологий, извещение об изменении № 2-2014 к РД 153-39.0-716-11.

Pilot field studies on introduction of novel biotechnologies aimed at restoration of oil-contaminated lands in OAO TATNEFT have been conducted, and results have been analyzed. The practicability of application of currently used soil rehabilitation methods on a wider scale has been assessed, the most effective methods have been determined, and recommendations on their application are presented. Methods of restoration of contaminated lands, including oil-contaminated lands, based on novel biotechnologies have been developed.

Ключевые слова: допустимое остаточное содержание нефти, методы рекультивации загрязнённых земель, аборигенные микроорганизмы-деструкторы, гуматы

Keywords: allowable residual oil content, methods to restore contaminated lands, indigenous decomposing microorganisms, humic compounds

Введение. Целью работы была оценка эффективности наиболее передовых биотехнологий рекультивации земель для снижения содержания нефтепродуктов в нефтезагрязнённых чернозёмах Закамья до значения норматива ДОСНП и восстановления их плодородия. Возможность внедрения новых методов рекультивации для ОАО «Татнефть» рассматривалась на основании изучения по сравнению с

традиционным методом новых биотехнологий на основе готовых биопрепаратов штаммов углеводородоокисляющих микроорганизмов -«Ленойл СХП», «ДНЗ»; биотехнологии ГНУ Татарский НИИАХП Россельхозакадемии с выделением аборигенных штаммов углеводородоокисляющих микроорганизмов в сочетании с бентонитом; биотехнологий с применением гуминовых веществ - «Гумакса» (предложен ООО «Центр Спас») и гумата калия марки ВР 20 (ТУ 2189004-54775950-2000).

Материалы и методы. Объектами исследований были полевые участки на естественных типах почв, преобладающих в Татарстане и районах нефтедобычи - выщелоченном и типичном чернозёмах сельскохозяйственного назначения со смешанным типом загрязнения после разлива обводнённой девонской и сернистой нефти. В качестве фона были выбраны участки, находящиеся недалеко от места заложения полевых исследований и не имеющие видимых признаков нарушения земель.

Участок с разливом обводнённой сернистой нефти и обводненной девонской нефти был разделен на делянки, где испытывались варианты рекультивации: «аборигенные штаммы + бентонит», «Гумакс», «ДНЗ», «гумат калия», «традиционный метод», «Ленойл СХП». Кроме того, на каждом из опытных участков закладывалась контрольная делянка, где применялись исключительно агротехнические мероприятия.

Традиционный метод рекультивации нефтезагрязнённых почв, заключался во внесении навоза в расчёте 60 тга и в качестве мелиоранта - фосфогипса в расчёте 10 тга и периодическом рыхлении почв.

Технологии оценивали по результатам обследования агрохимических, микробиологических характеристик средних проб исследуемых почв, фитопродуктивности и динамики снижения содержания нефтепродуктов в почвах в течение двух сезонов. Важным составляющим исследований был визуальный контроль опытных делянок.

Экспериментальные исследования по оценке эффективности рассматриваемых технологий проводили на базе аккредитованных лабораторий ТатНИПИнефть и КФУ, а также в ГНУ Татарский НИИАХП Россельхозакадемии.

Полевое обследование, отбор проб подготовку проб к анализу выполняли по общепринятым методикам (ГОСТ). Определение массовой доли нефтепродуктов в почвах проводили методом ИК спектрометрии на приборе КН-1 по методике [1].

Показатели биологической активности, фитопродуктивности почв, агрохимические и микробиологические характеристики почв оценивали с помощью принятых в практике мониторинга методов (ГОСТы, РД,

ПНДФ и др.). Все лабораторные эксперименты проводили не менее чем в трехкратной повторности.

Статистическую обработку данных проводили с использованием пакета программ Statistica 8.0. Достоверность различий полученных результатов оценивали с использованием коэффициента Стьюдента (P=95%), характеристики случайной составляющей погрешности измерения вычисляли по общепринятой схеме [2].

Результаты и их обсуждение. Агрохимический мониторинг включал в себя определение гранулометрического состава, рН солевой вытяжки, емкости катионного обмена, рН водной вытяжки, плотного остатка водной вытяжки, гидролитичекой кислотности, хлоридов, сульфатов, подвижного фосфора, органического вещества, легкогидролизуемого азота. Согласно полученным данным по агрохимическим показателям для участка с разливом девонской нефти преобладают варианты рекультивации «аборигенные

штаммы+наносорбент», «Гумакс», «ДНЗ», а для участка с разливом сернистой нефти все, кроме методов «традиционный» и «Ленойл СХП».

Микробиологический мониторинг заключался в определении количества углеводородокисляющих и гетеротрофных микроорганизмов, микроскопических грибов, суммарной микробной биомассы, определении базального дыхания почвенного микробного сообщества. Для образцов, загрязненных как сернистой, так и девонской нефтью, по изучаемым микробиологическим параметрам по первому сезону в большинстве вариантов получены сопоставимые данные, а во втором сезоне в большинстве опытных вариантов состояние микробного ценоза существенно улучшилось. В вариантах с использованием альтернативных биотехнологий «аборигенные штаммы + бентонит» и «Гумакс» выявлен более высокий уровень процессов деструкции углеводородов.

По полученным результатам к концу 1-го сезона выделить преимущество какого-либо метода по изменению содержания нефтепродуктов не представлялось возможным, требовалось проведение мониторинга на 2-ой сезон. Но визуальное состояние почв к концу сезона не отличалось от фона и не имело запаха нефти, что связано с улетучиванием и деградацией легких, но наиболее токсичных для растений углеводородов.

Во втором сезоне по сравнению с результатами, полученными в конце 1-го сезона, более активное снижение содержания нефтепродуктов на участке с разливом девонской нефти (тип почвы -типичный чернозём) зафиксировано для вариантов «аборигенные штаммы +бентонит» (на 56 %), «Гумакс» (на 54 %). Самые низкие значения содержания нефтепродуктов выявлены для вариантов «аборигенные штаммы + бентонит».

По динамике изменения содержания нефтепродуктов в почвах, загрязнённых сернистой нефтью (тип почвы - выщелоченный чернозём), за 2-ой сезон произошло заметное снижение содержания нефтепродуктов для вариантов: «традиционный метод» (на 71 %), «Гумакс» (72 %), «аборигенные штаммы +бентонит» (на 56 %). К значению, близкому к нормативу ДОСНП для выщелоченных чернозёмов РТ ((2900±290) мгкг), достигнуто содержание нефтепродуктов для вариантов «аборигенные штаммы +бентонит» ((3341±835) мгкг), «Гумакс» ((4071±1018) мгкг).

Фитопродуктивность является комплексным показателем, выявляющим хроническую фитотоксичность, что было доказано и нашими предыдущими исследованиями при разработке нормативов ДОСНП.

Изучение внешнего вида, параметров развития ростков пшеницы, отобранных с опытных делянок с разливом девонской нефти, анализ результатов определения их среднего роста и средней сухой фитомассы выявило, что по развитию и росту растений самые низкие результаты у вариантов «контроль» и «традиционный метод», самые высокие у вариантов - «аборигенные штаммы +наносорбент». По величине фитопродуктивности лучшими оказались делянки «аборигенные штаммы + наносорбент», худшими - «контроль», «Ленойл-СХП», «традиционный».

Для участка с разливом сернистой нефти хорошие показатели фитопродуктивности по тест-объекту трёхрёберник продырявленный (Tripleurospermum inodorum (L.), сопоставимые с фоном, получены для вариантов «аборигенные штаммы + бентонит», «Гумакс». По среднему росту растения самые низкие показатели по вариантам «традиционный метод» и «ДНЗ». По средней фитомассе уступает всем методам вариант «традиционный метод» (ниже показателей для варианта «контроль». По тест-объекту «лядвенец рогатый (Lotus corniculatus L.)» наилучшие показатели фитопродуктивности зафиксированы для вариантов «аборигенные штаммы + бентонит», «Гумакс», «гумат калия». Очень низкие показатели выявлены для вариантов «Ленойл СХП», «традиционный метод», «ДНЗ».

С экономической точки зрения наиболее эффективными являются варианты технологий: «аборигеные штаммы + наносорбент» (4070 р.га), «Гумакс» (от 4200 до 5400 р.га), «гумат калия» (5900 р.га). Остальные рассмотренные технологии намного дороже традиционного метода (31000 р.га).

Таким образом, в рамках данных исследований, рекомендуемым методом для восстановления чернозёмов, загрязнённых нефтепромысловой жидкостью, являются методы «Аборигеные штаммы + наносорбент» и «Гумакс».

Заключение. По результатам экспериментальных работ оценена целесообразность расширения диапазона, применяемых в ОАО «Татнефть» методов рекультивации, разработаны рекомендации по их применению, разработаны технологии рекультивации

нефтезагрязнённых земель и земель смешанного типа загрязнения с применением новых биотехнологий, извещение об изменении № 2-2014 к РД 153-39.0-716-11«Инструкция по рекультивации земель, нарушенных в результате разгерметизации нефтепромысловых трубопроводов».

По результатам выполненных исследований рекомендуется расширить диапазон, применяемых в ОАО «Татнефть» методов рекультивации, с внедрением для восстановления чернозёмов смешанного типа загрязнения:

- метод, предложенный ООО «Центр Спас», с организацией сервисной группы в ОАО «Татнефть» с представителями разработчика. Метод экологически и экономически выгодный, удобен для применения;

- метод, разработанный ГНУ Татарский НИИАХП Россельхозакадемии с выделением аборигенных штаммов углеводородоокисляющих микроорганизмов в сочетании с бентонитом.

С целью расширения диапазона, применяемых в ОАО «Татнефть» методов рекультивации для почв смешанного типа загрязнения, необходимо в полевых условиях провести испытания указанных биотехнологий для других типов почв.

ЛИТЕРАТУРА

1. Методика измерений массовой концентрации нефтепродуктов в почве и донных отложениях методом инфракрасной спектрометрии ПНДФ 16.1:2.2.22-98.

2. Корн Г. , Корн Т. Справочник по математике. Для научных работников и инженеров. - М.: Наука, 1978. - 831 с.

АНАЭРОБНО - АЭРОБНАЯ ОЧИСТКА СТОЧНЫХ ВОД ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ IT IS ANAEROBIC - THE AEROBIC PURIFICATION OF WASTE WATER OF THE

INDUSTRIAL ENTERPRISES

И.М. Ильина, к.т.н., доцент, кафедра прикладной химии, Альметьевский государственный нефтяной институт

Т.П. Макарова - к.п.н., доцент, кафедра прикладной химии, Альметьевский государственный нефтяной институт Е.А. Петровичева - к.т.н., доцент, кафедра прикладной химии, Альметьевский государственный нефтяной институт

I.M. Ilina, PhD in Enginttriing, an associate professor of applied chemistry department, ASOI

T.P. Makarova - PhD in Pedagogics, an associate professor, ASOI Е. А. Petrovicheva - PhD in Engineering, an associate professor, ASOI

Статья посвящена сравнительной оценке возможностей анаэробной и аэробной очистки сточных вод промышленных предприятий.

Article is dedicated to the comparative estimation of the possibilities of anaerobic and aerobic purification of waste water the industrial enterprises.

Ключевые слова: биологическая переработка, аэробные микроорганизмы, аэротенки, анаэробные биореакторы.

Key words: biological processing, aerobic microorganisms, aeration tanks, anaerobic bioreactors.

Актуальность проблемы очистки воды, используемой в технологических, бытовых и питьевых целях, растет с каждым годом. В связи с этим все более широкое распространение получают локальные бытовые и промышленные водоочистные установки, позволяющие решать практически любые задачи.

Локальные установки различаются по производительности, методам, на которых основана их работа, степени автоматизации.

В первую очередь важен правильный выбор метода очистки воды, который осуществляется на основе информации, полученной от Заказчика:

1. состав сточных вод;

2. суточные колебания;

3. присутствие вредных примесей;

4. количественный состав твердой фазы, поступающей в сточные воды.

Содержание примесей в сточных водах претерпевает определенные колебания, однако благодаря разработанным методам усреднения удается поддерживать относительно постоянный состав.

Методы усреднения сточных вод классифицируются:

1. по органическим загрязнениям;

2. по тяжелым металлам;

3. по плотности фракций нефтепродуктов.

Для удаления каждой из вышеперечисленных примесей существуют специальные методы. Однако при одновременном присутствии нескольких загрязнений возникает необходимость в использовании многостадийных установок. Каждая из стадий, как правило, реализуется в отдельном аппарате, поскольку условия их эксплуатации существенно различаются. Соответственно решая задачу подобным методом, Заказчик должен отдавать себе отчет, что многостадийность однозначно ведет:

1. к удорожанию проекта;

2. увеличению используемой под оборудованием площади;

3. росту эксплуатационных затрат на техническое обслуживание;

4. повышению энергопотребления из-за увеличенной мощности насосов;

5. снижению надежности оборудования из-за возрастания количества отказов.

Необходимо четко учитывать допустимые параметры входящей на сооружение воды [1,5].

Универсальным методом решения очистки сточных вод нефтеперерабатывающих предприятий является биологическая переработка и утилизация органических загрязнений. На сегодняшний день широкое распространение получила обработка стоков с помощью аэробных микроорганизмов, в ходе которой органические соединения окисляются до низкомолекулярных органических спиртов, кислот, углекислого газа и воды. В общем случае аэробная биологическая очистка в аэротенках применительно к данному типу сточных вод обладает следующими недостатками:

1. высокий расход электроэнергии на подачу воздуха в аэротенки, для обеспечения микроорганизмов кислородом;

2. высокий прирост избыточной биомассы активного ила, требующий стабилизации перед обезвоживанием;

3. лимитирование концентрации загрязнений в поступающих сточных водах по ХПК;

4. производительность жестко ограничивается возможностями аэрационных систем.

Принципиально иными возможностями обладает процесс метанового сбраживания, осуществляемый в бескислородных условиях (анаэробных), в которых органический вещества перерабатываются в смесь метана и углекислого газа. Этот процесс долгое время применялся почти исключительно для обработки жидких отходов. Основным препятствием к широкому его использованию являлась значительная продолжительность обработки отходов: не менее 10 суток при 35 град. (мезофильные условия) или не менее 5 суток при 53 град. (термофильные условия), а также ограничения по концентрации органических загрязнений: не менее 15-20г ХПКл.

В последние 25-30 лет были разработаны анаэробные биореакторы второго поколения. В основе их работы заложено закрепления высокой концентрации анаэробной биомассы на носителе. Этот принцип осуществляется разными путями:

1. прикрепление биомассы происходит за счет адгезии на подложке, помещенной внутрь реактора;

2. создание гидравлических условий, обеспечивающих разделение жидкости и биомассы;

3. возврат выносимой биомассы.

Биореакторы бывают двух типов:

1. реакторы со взвешенноседиментирующей биомассой;

2. реакторы с прикрепленной биопленкой [2,3].

Наиболее широкое распространение как эффективные и простые в эксплуатации получили реакторы с восходящим потоком сточной воды через слой анаэробного ила, так называемые реакторы UASB.

Объем UASB- реактора разделен на зоны сбраживания, газоотделения и отстаивания сточной воды. В зоне сбраживания находится слой анаэробного ила, поддерживаемый во взвешенном состоянии всходящим потоком сточной воды и биогаза. Активный ил представляет собой гранулы 1-4 мм.

Основными достоинствами анаэробной очистки являются:

1. снижение затрат на электроэнергию;

2. прирост биомассы в 5-8 раз меньше по сравнению с аэрационными сооружениями;

3. избыточный ил хорошо стабилизирован и легко обезвоживается;

4. устойчивость к длительным перерывам в подаче сточной воды;

5. возможность удаление сульфатов;

6. компактность, герметичность;

7. За рубежом анаэробные метановые биореакторы второго поколения стали основными сооружениями для очистки сточных вод с ХПК свыше 1000 мгл [4].

ЛИТЕРАТУРА

1. Петровичева Е.А. Очистка сточных вод промышленных предприятий. Материалы всероссийской научно-практической конференции, 2014.- часть 1.- Альметьевск:Типография АГНИ, 2014.-С. 234-236.

2. Петровичева Е.А. Влияние оксихлорида алюминия на биоценоз сооружений биологической очистки. Материалы научной сессии по итогам 2010г. -Альметьевск: Типография АГНИ, 2011.-С.231-232.

3. Петровичева Е.А. Влияние анионоактивных флокулянтов на биоценоз сооружений биологической очистки. Ученые записки АГНИ.- том IX.-Альметьевск:Типография АГНИ, 2011.-С.262-264.

4. Ильина И.М. Экология и нефть. Материалы научной сессии ученых по итогам 2007г - Альметьевск: Типография АГНИ, 2007.- 2с. б.Макарова Т.П., Петровичева Е.А.Химизация очистки природных вод. Мировые и региональные проблемы защиты биосферы от антропогенного воздействия : материалы межотраслевой научно-технической конф. - Альметьевск: изд-во АлНИ, 2003. - С. 59-60.

ТУРБУЛИЗАЦИЯ ПОТОКА В КАНАЛАХ ДИФФУЗОР-КОНФУЗОРНОГО ТИПА FLOW TURBULENCE IN THE DIFFUZOR-KONFUSER TYPE CHANNELS

И.М. Ильина, к.т.н., доцент, кафедра прикладной химии, Альметьевский государственный нефтяной институт

I.M. Ilina, PhD in Enginttriing, an associate professor of applied chemistry department, ASOI

T.P. Makarova - PhD in Pedagogics, an associate professor, ASOI Е. А. Petrovicheva - PhD in Engineering, an associate professor, ASOI

Применение труб диффузор - конфузорного типа существенно увеличивает турбулизацию потока по сравнению с гладкими трубами постоянного диаметра.

The use of the diffuser - konfuser type pipes significantly increases the flow turbulence compared to smooth pipes of constant diameter.

Ключевые слова: аппараты диффузор-конфузорного типа, турбулизация потока

Keywords: diffuser - konfuser type aids, flow turbulence

Интенсификация производства в химической промышленности осуществляется за счет внедрения высокотехнологичного оборудования и совершенствования существующих аппаратов, обеспечивающих высокие показатели их работы. В некоторых технологических химических процессах находят применение малогабаритные трубчатые аппараты (МТА) диффузор-конфузорного типа. Аппараты этого типа обладают малой энерго - и металлоемкостью и высокой степенью воздействия на обрабатываемую среду, легко встраиваются в технологические линии и просты в изготовлении и эксплуатации. Одним из достоинств МТА является обеспечение безопасности при работе с высокотоксичными и взрывоопасными веществами.

В зависимости от принятой технологической схемы эти аппараты выполняют роль предреактора, либо основного реактора. Назначение предреактора — предварительная подготовка рабочей смеси перед поступлением ее в основной реактор. В целом ряде случаев трубчатый аппарат может быть использован и в качестве основного реактора (при применении его для организации смешения при быстропротекающих химических процессах).

В результате турбулизации потока в каналах типа диффузор-конфузор происходит интенсификация теплообмена. Течение газа по диффузору (при положительном градиенте давления) сопровождается ростом турбулентности потока. При этом следует ожидать интенсификацию теплообмена. Течение в конфузоре (при отрицательном градиенте давления) связано с уменьшением интенсивности турбулентности из - за прекращения ее генерации и вырождения остаточной турбулентности. В случае течения газа в канале, представляющем собой последовательное чередование диффузоров и конфузоров, энергия турбулентности, накопленная потоком в диффузоре, может быть полезно использована в конфузоре[3,11].

Таким образом, в результате внесения в поток неоднородностей по давлению представляется возможность интенсификации теплообмена в таких каналах. Интенсивность теплообмена и гидравлическое сопротивление канала зависят от относительной протяженности его конфузорных и диффузорных частей, соотношения между входными и выходными сечениями диффузоров и формы кромки. Изменение соотношения между протяженностью диффузорных и конфузорных частей канала означает изменение относительной длительности действия положительных и отрицательных градиентов давления, а также соотношения между их абсолютными значениями. Искусственная турбулизация потока сопровождается усиленной диссипацией энергии. В трубах и каналах типа конфузор - диффузор (рис.1, 2) углы раскрытия диффузоров подбираются из условия существования нестационарных микроотрывов потока, интенсифицирующих теплообмен, не вызывая большого повышения гидравлического сопротивления [9,10].

1- трубы с кольцевыми выступами; 2 - трубы типа конфузор-диффузор; 3 - трубы со спиральными вставками (оребренные трубы); 4 -спиральные профилированные трубы; 5 - трубы с волнистой осью; 6-трубы с перфорированными вставками.

¦ в fO * 2 3 2 5 е 7 8 9 fO* 2

Рис.2 Сравнительная эффективность различных методов интенсификации теплообмена. Номера кривых соответствуют интенсифицированным поверхностям на рис.1.1. 1 - трубы с обтекаемыми выступами На рис. 3 показаны результаты экспериментов по исследованию эффективности труб типа конфузор - диффузор, заимствованные из книги [1].

Рис.3 Эффективность труб типа конфузор-диффузор. Сравнение приводится при равных потерях на сопротивление, 0 - угол раскрытия конфузора и диффузора.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что применение труб диффузор - конфузорного типа существенно увеличивает турбулизацию потока по сравнению с гладкими трубами постоянного диаметра.

Анализ состояния вопроса показывает, что наиболее доступным и эффективным методом управляемого воздействия на структуру турбулентного потока является создание в нем отрывных зон или других организованных вихревых структур. Одним из самых простых и эффективных способов образования вихревых зон является установка выступов или канавок на поверхности канала, поперечных по отношению к направлению движения. Исследования структуры течения отрывной зоны позволяют выделить в ней три характерные области (рис. 4).

Вход Выход Рис.4 Структура вихревых зон в канале с внезапным расширением

Наиболее удобно изучать эти структуры при течении в плоских каналах, для которых имеются как результаты непосредственных измерений, так и обширный фотографический материал [2]. Упомянутые зоны можно характеризовать следующим образом:

1.Трехмерная область отрыва (длина х = l1) характерна наличием одного или нескольких вихрей с осями, перпендикулярными к боковым стенкам. Размеры этих вихрей могут меняться во времени. Их число зависит от геометрии. В опытах наблюдалось от 2 до 6 таких вихрей.

2.Двумерная область (l1 < x< l2) характерная для двумерной формы наличием практически двумерного вихря.

3.Трехмерная нестационарная область, в которой существуют нестационарные вихри, преимущественно расположенные в углах канала в зоне 0,8 < х l3 < 1,25.

Поток массы из основного течения в зону отрыва, главным образом, происходит по границе III области около точки присоединения А. Соответствующий ему поток массы из зоны отрыва в основное течение сосредоточен в I области. На границе I области с потоком приходится и основная доля генерации турбулентности. Изменение последней по длине канала имеет вид, показанный на рис. 5.[4-8].

Рис.5 Интенсивность выработки турбулентности по длине отрывной зоны.

Расчеты, выполненные в двумерном приближении, дают достаточно хорошее качественное совпадение с полученными экспериментальными данными.

ЛИТЕРАТУРА

1. Калинин Э.К., Дрейцер Г.А., Яхо С.А. Интенсификация теплообмена в каналах. Издание 3-е, пререраб. и дополн.М.: Машиностроение, 1990, 208с.

2. Ван-Дайк М. Альбом течений жидкости и газа.М. «Мир».1986,182с. (Wan Dyke M.Au Album of Fluid Motion. The Parabolic Press, Stanford, California, 1982).

3. Ильина И.М., Данилов Ю.М., Ситдикова И.П., Бергман А.Н. Решение трехмерных задач о течении вязких несжимаемых жидкостей в

каналах прямоугольной формы. Естественные и технические науки», Ж.№3, - г.Москва: Москва, 2003.- с. 10.

4. Ильина И.М., Данилов Ю.М., Дьяконов Г.С., Мухаметзянова А.Г. Оптимизация проточной части трубчатых турбулентных реакторов. Вестник КГТУ - г.Казань: Казанский государственный технологический университет, 2003. - с.1.

5. Ильина И.М., Петровичева Е.А. Численное моделирование турбулентных течений в трубчатых реакторах диффузор-конфузорного типа. Ученые записки. Сборник научных трудов.т.2 -Альметьевск: Типография АГНИ, 2004. с.13.

6. Ильина И.М., Петровичева Е.А. Численное моделирование турбулентных течений в ТРДК. Научная сессия.- г.Альметьевск, 2004г.с.2.

7. Ильина И.М. Повышение эффективности трубчатых аппаратов на основе численного моделирования турбулентных течений в их проточной части. Дисс.на соиск.уч.степ.кандидата технических наук. Казань, 2004. с.131.

8. Ильина И.М., Петровичева Е.А., Макарова Т.П. Проблемы смешения однофазных компонентов в трубчатых турбулентных аппаратах. Материалы научной сессии по итогам 2004г - Альметьевск: Типография АГНИ, 2005.с.2.

9. Ильина И.М., Петровичева Е.А., Макарова Т.П. Повышение эффективности малогабаритных трубчатых аппаратов химических производств. Всероссийская научно-практическая конференция «Большая нефть ХХ1 века» - Альметьевск: Типография АГНИ, 2006. с.3.

10. Ильина И.М., Петровичева Е.А., Макарова Т.П. Турбулизация потока в трубчатых аппаратах как способ повышения эффективности смешения компонентов. Ученые записки. Сборник научных трудов - Альметьевск: Типография АГНИ, 2006. с. 8.

11. Ильина И.М., Петровичева Е.А., Корепанова Л.Ф. Методы численного решения задач для турбулентных течений смешивающихся жидкостей в МТТА. Ученые записки. Сборник научных трудов - Альметьевск: Типография АГНИ, 2006.-с.14.

АНАЛИЗ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ ПРИРОДНОГО И ТЕХНОГЕННОГО ХАРАКТЕРА ANALYSIS AND PREVENTION OF EMERGENCY NATURAL AND MAN-MADE DISASTERS

Э.И.Марданова - зав. кафедрой прикладной химии, к.т.н., доцент, Альметьевский государственный нефтяной институт А.А.Шакиров - ведущий инженер ОК Альметьевнефть

Elvira I. Mardanova - Head of the Department of Applied Chemistry, PhD in Engineering, Associate professor, Almetyevsk State Oil Institute Arthur A. Shakirov - Senior Engineer HR Almetyevneft

Анализ чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера показал, что использование единой государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций является одной из главных задач развития безопасного общества.

Analysis of natural and man-made disasters has shown that the use of a unified state system of prevention and liquidation of emergency situations is one of the main objectives of public safety.

Ключевые слова: чрезвычайные ситуации природного и техногенного характера, угрозы, риски, опасности, защита, единая государственная система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций

Keywords: natural disaster and man-made threats, risks, dangers, protection, unified state system of prevention and liquidation of emergency situations

В настоящее время анализ сложившейся ситуации показал, что на территории Российской Федерации сохраняется высокий уровень угрозы чрезвычайных ситуаций как природного, так и техногенного характера.

Очевидна так же и тенденция роста количества и масштабов последствий чрезвычайных ситуаций. Данное положение заставляет искать более новые и актуальные решения по проблеме защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, а также необходимо предвидеть будущие угрозы, риски и опасности, развивать методы их прогноза и предупреждения.

Несмотря на сложное социально-экономическое развитие

Российской Федерации, в последнее время уделялось серьезное внимание вопросам защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций. Создана единая государственная система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций. На этом этапе в основном решались задачи спасения населения, пострадавшего от аварий, катастроф и стихийных бедствий. Однако современное состояние единой государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций и уровень развития ее подсистем таковы, что они еще не в полной мере обеспечивают комплексное решение проблемы защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций.

Главная задача заключается в осуществлении заблаговременно комплекса мер, которые направлены на предупреждение и максимально возможное уменьшение рисков возникновения чрезвычайных ситуаций, а также на сохранение здоровья людей, снижение материальных потерь и размеров ущерба окружающей природной среде.

Целью государственной политики на этом этапе должно стать обеспечение гарантированного уровня защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций в пределах показателей приемлемого риска, критерии (нормативы) которых устанавливаются для соответствующего периода социально-экономического развития страны с учетом мирового опыта в данной области.

Проблема носит межведомственный и межрегиональный характер и требует комплексного подхода на государственном уровне, повышения ответственности органов государственной власти, органов местного самоуправления, организаций и их руководителей за своевременное проведение мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций, а в случае их возникновения - за организованную ликвидацию последствий чрезвычайных ситуаций.

Учитывая сказанное, механизмом практической реализации основных положений государственной политики в области предупреждения чрезвычайных ситуаций и уменьшения их последствий должен стать программно-целевой метод.

Цель программно-целевой метода заключается в исследовании организации управления в природных и техногенных ситуациях.

Для того, чтобы достичь поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

Во-первых, дать общую характеристику состояния защиты населения и территорий в чрезвычайных ситуациях.

Во-вторых, исследовать вопрос о подготовке органов управления в природных и техногенных ситуациях.

В-третьих, рассмотреть одну из программ по снижению рисков и смягчению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера в Российской Федерации.

Министерство Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий (стихийных бедствий) - МЧС России - является специальным федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим государственное управление и координацию федеральных органов исполнительной власти в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций. Оно образует подведомственные ему территориальные органы соответствующего профиля.

Особенности управления вызываются именно чрезвычайными ситуациями и необходимостью их ликвидации.

Так, при чрезвычайных ситуациях Президент Российской Федерации при обстоятельствах и в порядке, предусмотренном федеральным законом, может ввести на территории Российской Федерации или в отдельных ее местностях чрезвычайное положение. Он может принимать решение о привлечении к ликвидации чрезвычайных

ситуаций Вооруженные силы Российской Федерации, других войск и воинских формирований.

МЧС России в этих условиях осуществляет разнообразные задачи и функции, в том числе руководство работами по ликвидации крупных аварий, катастроф и других чрезвычайных ситуаций; координацию деятельности органов исполнительной власти и местного самоуправления, предприятий, учреждений и организаций по преодолению последствий радиационных аварий и катастроф; контроль за осуществление мероприятий в этой области; организует формирование и доставку гуманитарной помощи населению, пострадавшему в результате чрезвычайных ситуаций.

Таким образом, полномочия органов государственной власти, в том числе Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий, подведомственных ему региональных органов, можно подразделить на две группы:

а) те, которые осуществляются в нормальных условиях и направлены на предупреждение чрезвычайных ситуаций;

б) те, которые реализуются в чрезвычайных ситуациях и при ликвидации их последствий. Взятые в своем комплексе, они ориентированы на выполнение важнейшей государственной задачи по защите интересов граждан и общества.

Для правильного управления в чрезвычайных и техногенных ситуациях необходима разработка специальных программ. Главной целью такой программы является снижение рисков и смягчение последствий аварий, катастроф и стихийных бедствий в Российской Федерации для повышения уровня защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций.

Реализация программных мероприятий позволит, по предварительным оценкам, в 2-3 раза сократить затраты на ликвидацию чрезвычайных ситуаций, на 30-40 процентов уменьшить потери населения от чрезвычайных ситуаций, а в некоторых случаях полностью избежать их, а также снизить на 40-50 процентов риски для населения, проживающего в районах, подверженных воздействию опасных природных и техногенных факторов [1-5].

ЛИТЕРАТУРА

1. Акимов В.А. Основы анализа и управления риском в природной и техногенной сферах .-Учебное пособие. - М.: Деловой экспресс, 2004. -352 с.

2. Акимов В.А. Оценка и прогноз стратегических рисков России: теория и практикаПраво и безопасность.- 2004.-1 (10).- С.14-18.

3. Марданова Э.И., Попова М.Н. Планирование аварийной готовности предприятий нефтегазового комплекса Ученые записки

Альметьевского государственного нефтяного института. - Том VIII. - Альметьевск: Типография АГНИ, 2010.- С.266-271.

4. Марданова Э.И., Кожевникова Т.В., Набиуллина Г.Р., Попова М.Н. Причины аварийности и травматизма в нефтегазодобывающей промышленности Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. - Том X. Часть 2. - Альметьевск: Типография АГНИ, 2012.- С.51-56.

5. Марданова Э.И., Набиуллина Г. Р. Состояние аварийности и травматизма на ОПО нефтегазового комплекса Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. - Том Х111. Часть 3. - Альметьевск: Типография АГНИ, 2015.- С.155-159.

УДК 614:622.276.5

ОБЗОР МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА HIGHLIGHTS MEASURES TO ENSURE ENVIRONMENTAL AND INDUSTRIAL SAFETY IN OIL AND GAS

Э.И.Марданова - к.т.н., доцент, зав. кафедрой прикладной химии,

Альметьевский государственный нефтяной институт.

Г.Р.Набиуллина - к.т.н., доцент кафедры прикладной химии,

Альметьевский государственный нефтяной институт.

М.Н.Попова - ассистент кафедры прикладной химии, Альметьевский

государственный нефтяной институт.

Elvira I. Mardanova - PhD in Engineering, an associate Professor, Head of the Department of Applied Chemistry, Almetyevsk state oil Institute.

Gulnar R. Nabiullina - PhD in Engineering, an associate Professor of the Department of Applied Chemistry, Almetyevsk state oil Institute.

Marina N. Popova - assistant of the Department of Applied Chemistry, the Almetyevsk state oil Institute.

Проведен анализ состояния экологической и промышленной безопасности при добыче полезных ископаемых: газа и нефти. Выявлены основные проблемы обеспечения экологической и промышленной безопасности.

The analysis of environmental and industrial safety in mining: oil and gas. The basic problems of environmental and industrial safety.

Ключевые слова: нефть, газ, добыча, загрязнение, экологическая и промышленная безопасность

Keywords: oil, gas, mining, pollution, environmental and industrial safety

Промышленная и экологическая безопасность - тема, которая актуальна для всех государств. Промышленность очень важна для экономического развития любой страны. Бурный рост и развитие промышленных объектов, появление новых технологий, освоение новых месторождений полезных ископаемых, создание мощного промышленного оборудования представляют собой потенциальный риск промышленных аварий и их отрицательных последствий для здоровья людей и состояния окружающей среды. В связи с этим возникает необходимость оперативного реагирования на произошедшие крупные аварии, их предотвращения и готовности к ним.

Под экологической безопасностью понимают комплекс организационно-технических мер, направленных на защиту окружающей среды и жизненно важных интересов человека от возможного негативного воздействия хозяйственной и иной деятельности и угроз возникновения чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, их последствий. Обеспечение экологической безопасности предприятия требует комплексного подхода.

Промышленная безопасность на предприятии отвечает за защиту территории предприятия, его сотрудников и прочей прилегающей территории. Основное направление промышленной безопасности на действующем предприятии - обеспечение безопасных условий труда на аварийно-опасном участке, а также сведение к минимуму вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций, вредных для здоровья человека воздействий и устранение прочих негативных факторов.

Известно, что на долю основных трех загрязняющих веществ, характерных для газовой отрасли, приходится порядка 96 % выбросов, в том числе 71 % метана, 19 % оксида углерода и 6 % оксидов азота.

Сокращение выбросов парниковых газов обеспечивается за счет выполнения мероприятий, предусмотренных корпоративными программами энергосбережения, программами реконструкции и модернизации производства, повышения надежности и безопасности единой газотранспортной системы, повышения уровня использования попутного нефтяного газа.

Для решения наиболее актуальных проблем по обеспечению экологической безопасности используются очистка объектов природной среды от углеводородных загрязнений и утилизация нефтесодержащих шламов. В настоящее время на предприятиях по добыче нефти и газа уделяется повышенное внимание разработке и внедрению биотехнологий и биопрепаратов для ремедиации почв, а также внедряются автоматизированные системы производственного экологического мониторинга.

Практически все нефтяные компании разработали и выполняют программы по утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Основные мероприятия принятых программ направлены на строительство систем

сбора ПНГ, газотурбинных и газопоршневых электростанций, компрессорных станций, увеличение поставок газа на газоперерабатывающие заводы и другие мероприятия.

В качестве меры снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух нефтегазовыми компаниями регулярно проводятся режимно-наладочные работы на котельном оборудовании, печах и другом топливосжигающем оборудовании. Сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, в основном твердых веществ, производится также за счет монтажа пылеулавливающих установок.

Сточные воды на промысловых объектах после очистки утилизируются в систему поддержания пластового давления. Для сокращения использования пресных природных вод на производственные нужды на предприятиях нефтедобычи внедряются системы оборотного и повторного водоснабжения.

С целью охраны водных ресурсов от загрязнения и рационального использования нефтедобывающими компаниями выполняются следующие мероприятия: разработка проектов водоохранных зон; установка нефтеловушек и боновых заграждений на малых реках и ручьях; ввод в эксплуатацию очистных сооружений биологической очистки сточных вод, а также их ремонт и реконструкция; капитальный ремонт и замена аварийных участков нефтепродуктов в водоохранных зонах; диагностика и водолазное обследование трубопроводов при переходе через водные объекты; строительство установок предварительного сброса воды на базе трехфазных сепараторов; ввод в эксплуатацию системы повторного использования производственных стоков.

Использование в бурении экологически малоопасных буровых растворов и систем безамбарного бурения (четырехступенчатые системы очистки бурового раствора) позволяет снизить количество отходов, размещаемых с целью захоронения. Для переработки данных отходов привлекаются специализированные предприятия.

С целью снижения объемов накопленных отходов, увеличения объемов обезвреженных отходов нефтедобывающими компаниями проводятся следующие работы: микробиологическая очистка нефтезагрязненного грунта и нефтешламов; строительство и обустройство полигонов; ремонт и реконструкция шламонакопителя нефтешламов; введение в эксплуатацию участка утилизации опасных отходов; введение в эксплуатацию центров по отмывке шламов и нефтезагрязненного грунта; введение в эксплуатацию установок для обезвреживания методом сжигания твердых нефтесодержащих отходов.

Серьезный ущерб окружающей среде наносят разливы нефти и пластовой воды вследствие порывов трубопроводов, основной причиной которых является коррозия металла.

В качестве превентивных мер для предотвращения аварийных

ситуаций на объектах нефтедобычи проводятся: антикоррозионное покрытие внутренних поверхностей трубопроводов; закачка ингибиторов коррозии в трубопроводы; антикоррозионный мониторинг трубопроводов; дефектоскопия оборудования и трубопроводов.

Одним из эффективных методов, применяемых для снижения аварийности, является замена стальных труб на коррозионно-стойкие трубы. К числу приоритетных мероприятий относятся строительство и эксплуатация установок предварительного сброса воды, обеспечивающих работу всех напорных нефтепроводов в режиме транспорта нефти с остаточной обводненностью 2-4 %, тем самым значительно (в 6 раз) снижается риск развития «ручейковой коррозии» напорных и межпромысловых нефтепроводов.

Ликвидация аварий и их последствий производится силами и средствами специализированных подразделений компаний, систематически проводятся учения, ремонт и обновление средств сбора и локализации разливов нефти. Структурные подразделения нефтедобывающих компаний оснащены современным оборудованием по сбору нефти, ликвидации последствий аварий (нефтесборщики, сорбенты, боновые заграждения и др.).

В отрасли осуществляется и постоянно совершенствуется экологический мониторинг. Для решения экологических задач в нефтедобывающих компаниях используются информационные технологии, позволяющие получать актуальную информацию о состоянии окружающей среды.

В целях минимизации негативного воздействия производственных объектов нефтедобычи практически все нефтяные компании реализуют корпоративные экологические программы. Многие хозяйствующие субъекты успешно прошли комплексную сертификацию интегрированной системы менеджмента промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды на соответствие международным стандартам ИСО 14001:2004 (охрана окружающей среды) и OHSAS 18001:2007 (промышленная безопасность и охрана труда) [1-5].

ЛИТЕРАТУРА

1. Экологическая и промышленная безопасность при освоении месторождений полезных ископаемых государств - участников СНГ.-М: 2014.-256 с.

2. Марданова Э.И., Попова М.Н. Планирование аварийной готовности предприятий нефтегазового комплекса Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. -Том VIII. - Альметьевск: Типография АГНИ, 2010.- С.266-271.

3. Марданова Э.И., Кожевникова Т.В., Набиуллина Г.Р., Попова М.Н. Причины аварийности и травматизма в нефтегазодобывающей промышленности Ученые записки Альметьевского государственного

нефтяного института. -Том X. Часть 2. - Альметьевск: Типография АГНИ, 2012.- С.51-56.

4. Марданова Э.И. Кожевникова Т.В., Набиуллина Г.Р. Локализация и ликвидация аварийных разливов нефти Сборник научных трудов 1V Всероссийской научно-практической конференции Безопасность в чрезвычайных ситуациях - Санкт-Петербург: Издательство политехнического университета, 2012.- С.44-48.

5. Марданова Э.И., Набиуллина Г. Р. Состояние аварийности и травматизма на ОПО нефтегазового комплекса Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. -Том Х111. Часть 3. - Альметьевск: Типография АГНИ, 2015.- С.155-159.

ВНЕДРЕНИЕ ПРЕПОДАВАНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ «БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ» ДЛЯ ПОДГОТОВКИ БАКАЛАВРОВ В ВУЗЕ INTRODUCTION TEACHING DISCIPLINE SAFETY PREPARATION BA in UNIVERSITY

Э.И. Марданова - к.т.н., доцент, зав. кафедрой прикладной химии,

Альметьевский государственный нефтяной институт.

Г.Р. Набиуллина - к.т.н., доцент кафедры прикладной химии,

Альметьевский государственный нефтяной институт.

М.Н. Попова - ассистент кафедры прикладной химии, Альметьевский

государственный нефтяной институт.

Elvira I. Mardanova - PhD in Engineering, an associate Professor, Head of the Department of Applied Chemistry, Almetyevsk state oil Institute.

Gulnar R. Nabiullina - PhD in Engineering, an associate Professor of the Department of Applied Chemistry, Almetyevsk state oil Institute.

Marina N. Popova - assistant of the Department of Applied Chemistry, the Almetyevsk state oil Institute.

Ключевые слова: опасность, безопасность, образовательная деятельность, компьютерный учебно-методический комплекс

Keywords: danger, safety, educational activities, computer training complex

Потенциальные опасности, угрожающие жизни и здоровью человека, существовали всегда. Но к концу ХХ века экономический и социальный ущерб от них приобрел угрожающие масштабы. Проблема безопасности превратилась в важнейшую доминанту деятельности человеческого сообщества. В работах О. Н. Русака, отмечено, что дисциплина «Безопасность жизнедеятельности» состоялась - это федеральная общепрофессиональная дисциплина для всех

направлений подготовки в системе высшего профессионального образования (ВПО). Однако ее содержательная часть имеет в основном рецептурный, инструктивный характер, обсуждаются технические и организационные средства безопасности. В большинстве учебных пособий не дается целостного представления об опасностях, в них мало внимания уделяется человеку.

Детальный анализ образовательного процесса также позволяет отметить ряд существенных недостатков. Опасности по своей природе носят перманентно-тотальный характер, а образовательная деятельность имеет явный дискретный, строго говоря, бессистемный характер. Поскольку опасности затрагивают жизненные интересы каждого человека, то безопасность как защитная система должна быть в соответствующем объеме доступна всем людям. Другими словами, система образования должна стать массовой, охватывающей все категории и возрастные группы населения. То есть появилась необходимость в формировании в обществе культуры безопасности, что интуитивно ощущалось давно, а в настоящее время стало настоятельной потребностью, диктуемой временем.

В настоящее время главная задача - это формировании сознательного и ответственного отношения к вопросам личной безопасности и безопасности окружающих, привитии основополагающих навыков прогнозирования, а значит и управления безопасностью, распознавания и оценки опасности, в умении осуществлять надежную защиту от них, оказывать само- и взаимопомощь, а также организовывать и осуществлять ликвидацию последствий аварий, катастроф и стихийных бедствий. Культура безопасности жизнедеятельности в значительной, если не в решающей степени, базируется на следующих принципах: всеобщность, обязательность, приоритетность, системность, непрерывность, междисциплинарность, комплексность, направленность на решение практических задач, учет национально-региональных особенностей.

Международной академией наук экологии и безопасности жизнедеятельности (МАНЭБ) под научным руководством д.т.н., профессора О.Н. Русака при участии кафедры «Охраны водных ресурсов и безопасности жизнедеятельности (ОВР и БЖ)» Санкт-Петербургского государственного университета морского и речного флота разработан Учебно-методический комплекс «Безопасность жизнедеятельности». «Охрана окружающей среды», на основании которого был разработан образовательный компьютерный проект «Безопасность жизнедеятельности. Охрана труда».

Использование ОКП в учебном процессе позволяет перейти на более качественный уровень преподавания БЖД и ОТ с применением инновационных технологий и активных методов обучения на очном и заочном отделениях.

Как показал опыт применения компьютерной техники в учебных заведениях, обычные инженерные расчётные программы имеют высокую стоимость, но мало эффективны в процессе обучения. Иллюстративный характер имеют также обучающие программы, которые часто не вписываются во временные рамки учебного процесса.

ОКП предполагает использование компьютерной техники на всех стадиях процесса обучения. Для этого необходимо наличие компьютерного класса на 8-10 ПК и мультимедийного класса для чтения электронных лекций. ОКП включает учебные программы для технических и гуманитарных специальностей: практические, лабораторные и самостоятельные работы, созданные наиболее простыми методами процедурного программирования, электронные лекции на слайдах и конспекты лекций по БЖД и ОТ. Программы просты в освоении, допускают внесение любых изменений, предусмотрен электронный автоматический рубежный контроль знаний, а также электронный зачёт и экзамен. Приведены программы для дипломного проектирования и примеры выполнения лабораторных и практических работ по БЖД и ОТ. На основе форматов и методов ОКП, преподаватель может разрабатывать свои учебные программы.

ОКП целесообразно использовать при переходе на систему уровневого образования. Проект может служить базой для построения системы дистанционного обучения.

Применение ОКП приводит к экономии учебного времени, что даёт дополнительный резерв для его содержательного использования в процессе обучения. Повышается качество образования по безопасности и облегчается труд преподавателя.

ЛИТЕРАТУРА

1. Девисилов В.А. Принципы проектирование примерной программы дисциплины «Безопасность жизнедеятельности» и технология обучения В.А. Девисилов Безопасность в техносфере. - 2009. - № 4. -С. 22-33.

2. Девисилов В.А. Примерная программа дисциплины (курса) «Безопасность жизнедеятельности» (проект) В.А. Девисилов Безопасность в техносфере. - 2010. - № 1. - С. 48-62; № 2. - С. 52-64.

3. Гомзиков Э.А., Девисилов В.А.Компьютерные технологии в учебном процессе по безопасности жизнедеятельности Безопасность в техносфере.- №2.- 2011.- С.43-49.

4. Марданова Э.И. Использование «активных» методов обучения в преподавании лекционного курса Материалы региональной научно-методической конференции «Теория и практика современного профессионального образования». - Альметьевск: Типография АГНИ.-2013, С.

5. Марданова Э.И., Попова М.Н. Особенности преподавания дисциплины «Безопасность жизнедеятельности» для бакалавров в ВУЗе Ученые записки Альметьевского государственного

нефтяного института. - Том Х111 . Часть 3. - Альметьевск: Типография АГНИ, 2015.- С. 114-117.

СОЦИАЛЬНО-ИСТОРИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РАЗВИТИЯ НАУКИ О ПРОФЕССИОНАЛЬНЫХ ЗАБОЛЕВАНИЯХ И СОСТОЯНИЯ СРЕДЫ ОБИТАНИЯ ЧЕЛОВЕКА SOCIO-HISTORICAL ASPECTS OF SCIENCE ABOUT PROFESSIONA DISEASES AND CONDITIONS OF THE HUMAN ENVIRONMENT

К.А. Галеев - д.м.н., профессор, профессор кафедры прикладной химии, Альметьевский государственный нефтяной институт

Kamil A. Galeev - Doctor of medical Sciences, Professor, Department of Applied Chemistry, Almetyevsk State Oil Institute

Рассматривается зависимость уровня социально-экономического развития общества от состояния здоровья социумов.

The dependence of the level of socio-economic development of society on the health of society.

Ключевые слова: здоровье, медицина труда, профилактика.

Keywords: health, occupational medicine, preventive maintenance.

Здоровье - это первая и важнейшая потребность человека, определяющая его способность к труду и гармоническому развитию личности. Оно является главной предпосылкой к самоутверждению и счастью человека открывающие пути к дальнейшему развитию всех социальных институтов. Поэтому социальный прогресс немыслим без обеспечения высокого уровня здоровья граждан. Уровень социально-экономического развития определяется не только производственными отношениями и мощностью производительных сил, профессиональной подготовкой кадров и современной технической вооруженностью отраслей производства, но и от состояния здоровья социума и работающей части населения.

Исследование в области медицины труда в России (гигиена труда и профессиональных заболеваний) имеют глубокие исторические корни и отражают состояние здоровья работающих на металлургических заводах, оружейных мастерских и корабельных верфях в эпохе Петра Великого. В то время был издан «Регламент для мануфактур», в

котором указывается, что «.. что коллегии надлежит крепко смотреть, чтобы фабрикант порядочно содержал мастеровых.» [1].

Исторически сложилось так, что именно гигиенические науки, в том числе гигиена труда и профессиональные заболевания были наиболее политизированными среди других направлений медицинской науки.

В условиях существования в мире разных общественно-политических систем (социализм и капитализм), соревнования и борьба идеологий в качестве весомого аргумента в пользу преимущества того или иного из них использовались не только научные (специальные показатели (материальный достаток, справедливость распределения, уровень образования и культуры, научные достижения и др.), но и данные об условиях труда и состояния здоровья работающих. Это приводило к тому, что гигиенические показатели производственной и окружающей природной среды (среды обитания человека) не попадали в открытую печать, либо искажались, став непригодными для медико-демографического объективного, научного анализа.

Закрытый характер носила информация о профессиональной заболеваемости. Перед органами здравоохранения ставились задачи непрерывного улучшения показателей здоровья работающих, снижению профессиональной заболеваемости и росту комфортности условий труда.

Однако, даже при идеологической зашоренности профилактика неблагоприятного влияния факторов трудовой деятельности на работающих проводилась в широком диапазоне мероприятий с активным участием врачей-гигиенистов, токсикологов, физиологов труда, профпатологов и инженеров. Основой профилактики являлись установление гигиенических нормативов и контроль за их соблюдением, обоснование физиолого-эргономических требований к организации трудового процесса, предварительные при приеме на работу медицинские осмотры и диагностика профессиональных заболеваний на ранних стадиях [2].

Россия всегда стремилась к международному сотрудничеству в сфере медицины, включая гигиену труда и профессиональных заболеваний.

В последнее время интерес к данному предмету существенно усилился, поскольку нет и не было объективных причин для самоизоляции Российской гигиенической науки от мировой науки, так как медицина не зная политических и других границ всегда работала во благо человеческой цивилизации [3].

ЛИТЕРАТУРА

1. Галеев К.А. Основы промышленной санитарии. Учебное пособие -Альметьевск. АГНИ. 2010.-с.6.

2. Галеев К.А. Эффективность внедренных мероприятий по снижению загрязнения окружающей среды и охране здоровья населения нефтяного регионаКазанский медицинский журнал.-Казань.2001.-с. 78.

3. Изморов Н.Ф., Каспаров А.А. Медицина труда. Пособие для последипломной подготовки врачей. - М.: Медицина, 2002.- с. 12.

ПСИХОЭМОЦИОНАЛЬНЫЙ СТРЕСС В УСЛОВИЯХ СОВРЕМЕННОГО

РАЗВИТИЯ ОБЩЕСТВА EMOTIONAL STRESS IN TODAY DEVELOPMENT COMPANY

Kamil A. Galeev - Doctor of medical Sciences, Professor, Department of Applied Chemistry, Almetyevsk State Oil Institute

Ставится во внимание необходимость профилактики психоэмоционального стресса, сопровождающего человека на производстве, быту и социуме.

Put into consideration the need to prevent emotional stress that accompanies man at work, home and social life.

Ключевые слова: стресс, гомеостаз, гормоны, болезнь, обмен.

Keywords: stress, homeostasis, hormones, illness, exchange.

Одной из ведущих медицинских проблем современности - это профилактика психоэмоционального стресса, сопровождающего человека на производстве, быту, социуме на протяжении всей жизни.

В настоящее время хронический производственный стресс признается как следствие связанных с работой сильных и продолжительных воздействий ряда факторов (длительные умственные и эмоциональные перенапряжения, повышенные опасности, высокие нагрузки на анализаторы, монотонная работа, гипокинезия, напряженная обстановка на работе, семье, наличие неразрешенных проблем и т.д.).

Стресс-реакция предшествует как адаптации, так и функциональных нарушений. Мобилизация важнейших систем организма призвана обеспечить поддержание его гомеостаза или адаптацию к воздействующим негативным факторам окружающей среды. При достаточно сильном или продолжительном действии стресс-факторов реакция организма может стать патогенетической основой различных функциональных нарушений и болезней [1].

Психоэмоциональные стрессы выступают в качестве основной причины все нарастающих психосоматических заболеваний: неврозов, ишемической и гипертонической болезни, язвенных и других поражений

желудочно-кишечного тракта, иммунодефицитов, эндокринопатий и опухолевых заболеваний вследствие гормональных расстройств.

Основой развития болезней при хроническом стрессе организма является продолжительное влияние гормонов, участвующих в формировании стресс - реакции и вызывающих изменения липидного, углеводного, электролитного обменов и других метаболических процессов в организме.

Эмоциональное напряжение вовлекает неспецифический гипоталамо-гипофизарно-надпочечный механизм, который оказывает влияние на все органы и системы человека, в первую очередь на функцию мозга и сердечно-сосудистую систему. В результате развивается дезинтеграция во взаимодействии функциональных систем организма и отдельных физиологических процессов, что в ряде случаев становится причиной различных видов патологий [2].

Психоэмоциональный стресс является ведущей причиной возрастания смертности от сердечно-сосудистых заболеваний -внезапной смерти, инфарктов и инсультов. Однако профилактические мероприятия специфического характера до настоящего времени не разработаны, т.к. научные исследования в этой области крайне недостаточны.

ЛИТЕРАТУРА

1. Измеров Н.Ф., Каспаров А.А. Медицина труда. - М.: Медицина, 2002.-с.179-182.

2. Галеев К.А. Основы промышленной санитарии. Учебное пособие. -Альметьевск, АГНИ. 2010.-с.24-25.

ИЗУЧЕНИЕ ОТВЕТНЫХ РЕАКЦИЙ ОРГАНИЗМА НА ВОЗДЕЙСТВИЕ ВРЕДНЫХ ФАКТОРОВ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ STUDY OF THE RESPONSE OF ORGANISMS TO ENVIRONMENTAL HAZARDS

Kamil A. Galeev - Doctor of medical Sciences, Professor, Department of Applied Chemistry, Almetyevsk State Oil Institute

Рассматриваются поэтапно развивающиеся реакции организма человека на внедрение чужеродного агента.

We consider the reaction of the human body for the implementation of a foreign agent, the developing stages.

Ключевые слова: агент, сдвиги, патология, биологический ответ, генетические повреждения, инвалидность.

Keywords: agent, shifts, pathology, biological response, genetic damage and disability.

На внедрение чужеродного агента (вредные вещества, канцерогены, летучие органические соединения, бактерии, вирусы и т.д.) в организм человека биологический ответ зависит от многих внешних и внутренних факторов: дозы агента, пути поступления, экспозиция, класс опасности, состояние иммунной системы и др. Однако можно утверждать, что любое внешнее воздействие вызывает ответную реакцию и она развивается поэтапно:

- сдвиги в организме неизвестного значения, т.е. существующие в медицинской практике методы идентификации изменения гомеостатических показателей организма не дают результата. Это скрытые сдвиги, которые при отсутствии продолжающего влияния вредного агента могут исчезнуть [1];

- морфологические, функциональные, иммунологические и биохимические сдвиги с выявлением начальных признаков нарушения здоровья. Эта стадия «донозологических» изменений в организме, т.к. у субъекта не выявляются определенные клинические изменения, и до определенного момента дифференциальная диагностика затруднена. Негативное воздействие внешних факторов на этой стадии можно обнаружить при специальных нагрузочных пробах. При этом, как правило, выявляются неудовлетворительная работа органов жизнеобеспечения комплексного характера: дыхательной, сердечно сосудистой систем, печени и других органов [2].

Самоконтроль на данном этапе развития патологии является важным, т.к. своевременное, квалифицированное оказание помощи организму является основой восстановления гомеостаза организма.

При продолжении воздействия вредных для организма факторов среды обитания ответная реакция организма проявляется в виде стойких нарушений функции определенных систем, проявленная невозможностью выполнения профессиональных и иных обязанностей. При этом выделяются профессиональные заболевания - это класс болезней, в возникновении которых производственный фактор является единственным или ведущим (профессиональные отравления, пневмокониозы, силикозы, антрокозы и др. [3].

Производственно обусловленные заболевания - группа болезней, полиэтиологичных по своей природе, в возникновении которых факторы трудовой деятельности вносят определенный вклад. В настоящее время они привлекают к себе особое внимание в связи с большей распространенностью, недостаточной изученностью количественных показателей условий труда, определивших развитие болезни,

значительными социальными последствиями - негативным влиянием на демографические показатели (смертность, предполагаемая продолжительность жизни, частые и длительные заболевания с временной утратой трудоспособности). К данной категории относятся: артериальная гипертензия, ишемическая болезнь сердца, неврозы, болезни опорно-двигательного аппарата и др.

Биологический ответ на воздействие вредных факторов окружающей среды может найти отражение и в иных формах заболеваемости: обращаемости в больнично-поликлинические учреждения, анализ продолжительности болезни, ее течения и осложнения.

Изменения в иммунном статусе, морфологические и функциональные изменения в органах и системах могут проявиться в большей подверженности заболеть во время сезонных климатических колебаний и в периоды вспышек инфекционных заболеваний [4].

- инвалидность - уровень биологического ответа, характерного понижением дееспособности человека вследствие травм и заболеваний, возрастных изменений с наличием нервно-психических и физических отклонений, как правило, приводящих к общественной неполноценности и снижению качества жизни.

- генетические повреждения, вещества некоторых классов соединений: ионизирующие излучения, УФЛ и некоторые яды вызывают нарушения в генетических структурах соматических и половых клеток, с повреждением репродуктивной функции и онкологических заболеваний. Последствия их могут быть тяжелые заболевания и гибель организма, либо неполноценное воспроизводство человеческой популяции.

- смерть - самый высокий уровень биологического ответа на вредный фактор, который характеризуется изменениями в организме, несовместимый с жизнью. Время развития биологического ответа может быть разным - от чрезвычайного краткого до весьма длительного, измеряемого десятилетиями. Это острые отравления, тепловые и радиационные поражения, профессиональные заболевания, старость и прекращение функции жизненно важных органов.

Спектр биологических ответов на воздействие вредных факторов окружающей среды и ранжирование их по уровню является определенным ориентиром в выборе приоритетных направления анализа здоровья социума и принятия соответствующих решений.

ЛИТЕРАТУРА

1. Галеев К.А. Гигиеническая оценка риска для здоровья населения в условиях антропотехногенной нагрузке в нефтяном регионе РТ Автореферат дисс.2.м.н. - Казань.-2003.-42 с.

2. Галеев К.А., Доутов Ф.Ф., Связь между концентрациями химических веществ в атмосферном воздухе и распространенностью аллергических заболеваний «Гигиена и санитария».-2002.-№4.-с.17

3. Галеев К.А. Промышленная санитария. Факторы риска среды обитания человека. - Альметьевск. АГНИ.-2009. -с.86-90

4. Галеев К.А. Экологические проблемы нефтяной отрасли. Учебное пособие. Альметьевск. АГНИ.-2004-с.40-42

ФОРМИРОВАНИЕ ОТВЕТСТВЕННОГО ОТНОШЕНИЯ ИНЖЕНЕРА-НЕФТЯНИКА К ЧИСТОТЕ МАЛЫХ РЕК РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН CREATING A RESPONSIBLE ATTITUDE OF PETROLEUM ENGINEERS TO CLEANLINESS SMALL RIVERS OF TATARSTAN

К.И.Корепанов - д. историч. наук, профессор кафедры ГОС, Альметьевский государственный нефтяной институт Л.Ф.Корепанова - старший преподаватель кафедры прикладной химии, Альметьевский государственный нефтяной институт

K.I.Korepanov - PhD in History, professor, Department of humanitarian education and sociology, Almetjevsk state oil institute

L.F.Korepanova - senior lecturer of Chemistry Department, Almetjevsk state oil institute

Рассмотрены задачи формирования ответственного отношения инженеров-нефтяников по улучшению экологического состояния малых рек Республики Татарстан

The tasks of the formation of the responsible attitude of Petroleum Engineers to improve the ecological state of small rivers of the Republic of Tatarstan

Ключевые слова: экологическое сознание и чистота малых рек.

Keywords: environmental awareness and the purity of small rivers.

В связи с интенсификацией нефтедобычи, воздействием техногенной культуры экологическое состояние малых рек Республики Татарстан вызывает пристальное внимание общественности. Актуальность темы продиктована самим ходом взаимоотношений природы и общества в новых, быстро меняющихся социально -экономических условиях: с одной стороны - большим количеством малых рек Республики Татарстан, которые являются «артериями и кровеносными сосудами» земель республики и от качественных состояний водных ресурсов зависит качество самой жизни, ее уровня и продолжительности, с другой - быстрым темпом развития техногенной цивилизации, ухудшающим состояние водных ресурсов, состояние рек,

их чистоты. Малые реки (длиной до 100 км), на долю которых приходится значительная часть поверхностного стока Татарстана, наиболее восприимчивы к антропогенному воздействию. Как своеобразный компонент географической среды, малые реки в значительной степени выполняют функции регулятора водного режима определенных ландшафтов, поддерживая равновесие и осуществляя перераспределение влаги. К тому же они определяют гидрологическую и гидрохимическую специфику средних и крупных рек. Главной особенностью формирования стока малых рек является очень тесная их связь с ландшафтом бассейна, что и обусловливает легкую уязвимость этих водных артерий - не только при чрезмерном использовании водных ресурсов, но и при освоении водосбора.

В России свыше 2,5 млн. малых рек. Они формируют около половины суммарного объема речного стока, в их бассейнах проживает до 44 % всего городского населения и почти 90 % сельского. Отметим, что в России 30 % мировых запасов питьевой воды, тогда как в некоторых странах ее недостаточно.

По территории Республики Татарстан протекают около 500 малых рек длиной не менее 10 км и многочисленные ручьи. Эти речные артерии, как кровеносные сосуды, оживляют мир природы (деревья, растения), питают наше сельское хозяйство и требуют в наши дни пристального внимания в целях восстановления и очищения и качественного пользования.

Актуальность темы еще более возрастает в связи с этно-экологической проблемой и воспитанием и формированием общественного и индивидуального сознания (развитием сознания с опорой на отечественные экологические архетипы, экологическую ментальность, экологическую психологию, экологическую народную педагогику, экологическое воспитание и культуру).

Влияние хозяйственной деятельности на малые реки неоспоримо. Можно привести очень большой материал по археологии и этнографии народов Волго - Уральского региона о расселении населения около малых рек, водоемов - от позднего палеолита, в эпохи мезолита, неолита, энеолита, бронзового века, раннего железа, средневековья. Одновременно мы можем проследить в специфике демографического и исторического расселения этносов особенности развития хозяйственной деятельности и изменения в формах общинных организаций (матриархальной и патриархальной общин, обществ эпохи военной демократии и др.) и организации семьи (матрилокальной, патрилокальной, парной, моногамной и др.). В этой части мы вновь отметим: жизнь людей, как в древности, так и сейчас, вне воды и рек невозможна. Эта область исследований связана с исторической экологией.

Влияние хозяйственной деятельности проявляется уже с 18 века, когда началось строительство на реках многочисленных мельничных прудов в интересах крестьянских общин, заводских водохранилищ, вырубка леса на громадных территориях водосборов для приготовления древесного угля и освобождения земель под сельхозугодья, создание шахт, карьеров. С годами ситуация усугублялась, увеличивались промышленные и бытовые сточные воды.

Но на протяжении столетий влияние этих факторов не вызывало больших изменений. Положение коренным образом изменилось за последние 30-40 лет с началом НТР в промышленности и сельском хозяйстве. Резко возросло промышленное и хозяйственно-бытовое водопотребление и водоотведение, начала широко осуществляться гидротехническая, агротехническая и химическая мелиорация земель. Все это повлияло на изменение водного и химического баланса малых рек в Республике Татарстан и в целом на всей территории России.

Под воздействием хозяйственной деятельности малые реки преждевременно вступили в фазу старения. Снижение водности и заиление русел способствуют быстрому зарастанию и заболачиванию, наступает деградация, и малые реки исчезают с лица Земли.

Если сравнить большие реки с артериями, то малые выполняют роль разветвленных сосудов, и роль их нисколько не меньше, чем артерии. Однако, малые реки исчезают, и их надо спасать, возвращать к жизни.

У малых рек способность к самоочищению значительно меньше, чем у больших, и механизм самоочищения при перегрузках легко нарушается. В связи с этим особенно остро стоит задача создания на их берегах водоохранных зон.

Можно выделить ряд тем, связанных с проблемами возрождения малых рек: малые реки - кровь земли Русской; красота и чистота малых рек как красота малой Родины; малые реки и экология; малые реки и древности (археологические памятники); малые реки и природа (в том числе природные памятники); малые реки и святость Руси (в том числе духовная сила святых ключей); малые реки - наша ценность; малые реки и сельское хозяйство (животноводство, коневодство и др.); малые реки и энергетика; малые реки и этнография народов; малые реки и наши леса; малые реки и культовые места; идея возрождения малых рек - идея возрождения малой и большой Родины - России - колыбели народов, их взаимодействия, толерантности.

Таким образом, изучение, очистка, восстановление малых рек, активная и эффективная работа в сфере формирования экологического сознания населения - многоплановая, актуальная и необходимая задача. Экология малых рек - это система взаимосвязанных наук о водных ресурсах России и Республики Татарстан. Следовательно, мы можем сформулировать новое концептуальное «ЭКОЛОГО - СОЦИО -

КУЛЬТУРНОЕ» направление. В подготовке инженеров-нефтяников необходимо учесть аспекты экологического образования и воспитания по восстановлению и должному сохранению чистоты малых рек. С этой целью организовать в АГНИ «Экологический учебно-научный центр» совместно с ОАО «Татнефть», а также «Центр моделирования общественных процессов в сфере экологии».

ГЕОЛОГО-ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ И ХОЗЯЙСТВЕННО-БЫТОВЫХ СТОКОВ НА ТУКАЕВСКОМ УЧАСТКЕ НЕДР

Р.С. Захаров - гидрогеолог 2 категории

В.М. Николаева - геолог 1 категории, ТГРУ ОАО «Татнефть»

Roman S. Zacharov - the second category hydrogeologist

Valeria M. Nikolaeva - the second category geologist, Tatar Geological Prospecting Department of Tatneft OJSC

Как известно, процесс нефтедобычи сопровождается образованием большого количества жидких отходов. Для обезвреживания этих отходов имеется много методов, каждый из которых характеризуется своими особенностями, обуславливающими технико-экономическую целесообразность применения его в конкретных условиях и разную степень эффективности для охраны окружающей и геологической среды. Наилучшим вариантом обезвреживания образующихся жидких отходов является переработка жидких отходов с выделением жидких и твердых компонентов с последующей закачкой жидкой фракции в систему поддержания пластового давления (ППД).

Сегодня альтернативой этому является подземное размещение жидких отходов через специальные поглотительные скважины.

В настоящее время создан блок основных необходимых правовых, нормативных и руководящих документов для разработки, создания и эксплуатации участков недр или специальных площадок для подземного размещения жидких отходов (ПРЖО).

Основным критерием геолого-гидрогеологической оценки возможностей организации ПРЖО является закрытость гидрогеологического объекта, причем закрытость не в локальном, а в региональном плане. Региональная закрытость позволяет предупредить такие неприятные последствия, как возможная миграция вод в ниже- и вышележащие горизонты (вплоть до дневной поверхности), содержащие питьевые, бальнеологические или промышленно значимые воды.

При сравнении тектонических элементов, предпочтение в плане закрытости недр должно быть отдано платформенным территориям. В

гидрогеологическом аспекте этим тектоническим элементам отвечают артезианские бассейны разной масштабности. В артезианских бассейнах, как известно, прослеживается вертикальная гидродинамическая зональность (зона активного водообмена - верхняя; зона замедленного водообмена - средняя; весьма затрудненного (векового) водообмена - нижняя).

Водоносные горизонты верхней зоны (активного водообмена), как правило, не пригодны для ПРЖО. Горизонты зоны замедленного водообмена могут использоваться для закачки жидких отходов при наличии региональных экранов. Безусловным объектом для ПРЖО является нижняя зона (застойного режима), наиболее изолированная от верхних зон и содержащая не пригодные для практического использования воды.

При этом создание ПРЖО в водоносных комплексах возможно лишь при соответствующем благоприятном сочетании геологических и гидрогеологических условий.

Весьма благоприятным фактором является наличие над основным рабочим объектом, так называемого «буферного» горизонта, который призван снять часть пластового давления, возрастающего в рабочем горизонте. Безусловно, необходимо, чтобы непосредственно над рабочим поглощающим горизонтом или несколько выше над «буферным» горизонтом был развит достаточно мощный и выдержанный по площади, надежный региональный водоупор.

К водоносным горизонтам, в которых предполагается организация ПРЖО предъявляются следующие требования: отсутствие пресных вод питьевого качества; насыщенность солеными и рассольными водами, не используемыми в настоящее время и не планируемыми к использованию для лечебных целей, технического водоснабжения, извлечения ценных компонентов на расстоянии ближе расчетного радиуса влияния растекания закачиваемых вод за весь период эксплуатации системы захоронения соответствие фильтрационно-емкостныхсвойств пластов-коллекторов приему запланированных объемов жидких отходов; надежная изоляция основного водоносного горизонта выдержанными по мощности, регионально протяженными водоупорами от вышележащих водоносных горизонтов с пресными водами;залегание водоносного горизонта на приемлемых в технико-экономическом отношении глубинах; отсутствие тектонических нарушений в зоне залегания поглощающих горизонтов.

Основным методом при проведении гидрогеологических и специализированных исследований для целей организации ПРЖО является скважинный метод. Он дает возможность обоснованного выбора целевого горизонта подземного размещении отходов и буферных горизонтов, а также получения исходных данных для прогнозных гидродинамических расчетов, лабораторного

моделирования физико-химических процессов, проектирования площадок ПРЖО, разработки регламентов их эксплуатации и контроля за ПРЖО.

По результатам исследований, в пределах Татарстана предпочтительными объектами для создания ПРЖО являются терригенный комплекс (Dzv-f1) и слабоводоносная еаргаевско-турнейская карбонатная серия (D3 sr-C1t), которые перекрыты сверху региональным водоупорным локально слабоводоносным косьвинско-тульским терригенным комплексом (C1 ks-tl).В качестве основного целевого объекта предлагается использовать живетско-нижнефранский терригенный комплекс, в качестве «буферного» - слабоводоносную еаргаевско-турнейскую карбонатную серию.

ПРИМЕНЕНИЕ ИНГИБИТОРОВ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ ПРИ ЗАКАЧКЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД

Р.И. Хамадиев - ТГРУ ОАО «Татнефть»

Hamadiev R.I. - Tatar geological prospecting department of Tatneft OJSC

Интенсивное развитие промышленности (химической, нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, энергетической, атомной, металлургической и др.) ставит проблему утилизации жидких промышленных отходов (промышленных стоков), как одну из важнейших задач для защиты окружающей среды. Значение и актуальность решения проблемы утилизации промышленных стоков существенно возрастает с необходимостью обеспечения охраны недр и ее водных ресурсов от загрязнения.

В связи с этим в 2010 году по заданию ОАО «Татнефть» была разработана программа для геологического изучения и оценки пригодности Тукаевского участка недр для размещения хозяйственных и промышленных бытовых стоков НП и НХЗ «Танеко», располагающегося в непосредственной близости от г. Нижнекамск. В 2012 г. аналогичную программу разработали и для строящегося комплекса АМК «Аммоний», расположенного в Менделеевском районе, в 55 км на северо-восток от площадки «Танеко».

Последовательность работ включала в себя проведение комплекса геологоразведочных работ на Тукаевском участке недр и на участке недр строящегося комплекса АМК «Аммоний», включая полевые геофизические исследования, структурное и глубокое бурение. Геолого-гидрогеологический разрез территории охарактеризован по результатам

буровых работ, выполненных как на самой изучаемой территории, так и на сопредельных площадях.

Основным требованием для подземного размещения промышленных стоков является наличие в районе предполагаемого размещения поглощающих горизонтов (коллекторов), отвечающих определенным требованиям, предъявляемым к объектам закачки промышленных сточных вод. Для размещения промышленных стоков допускается использование поглощающих горизонтов, содержащих в себе подземные воды, не пригодные для хозяйственно-питьевых нужд и не представляющие интереса в промышленном и лечебном отношении. Немаловажным требованием является наличие над основным рабочим объектом, так называемого «буферного» горизонта, представленного водонасыщенными проницаемыми породами, в которые закачка не планируется. «Буферный» горизонт должен быть отделен от нижележащего рабочего объекта, локальными водоупорными толщами.

Подготовка сточных вод перед закачкой преследует единственную цель - обеспечение стабильного приема поглощающим горизонтом необходимых объемов стоков в течение длительного времени при оптимальных значениях давления нагнетания.

Сточные воды, как правило, характеризуются агрессивностью, поэтому емкости для их сбора и трубопроводы целесообразно выполнять из антикоррозийных марок стали либо с антикоррозийным покрытием. В скважинах целесообразно применять эксплуатационные обсадные колонны, насосно-компрессорные трубы, запорную арматуру в антикоррозийном исполнении. Эксплуатационную колонну следует защищать пакером в антикоррозийном исполнении, установленным над интервалом фильтра или открытого забоя, через который воды закачиваются в пласт. Пространство между эксплуатационной колонной и НКТ должно быть заполнено нейтральной жидкостью (пресной водой, дизельным топливом, бессернистой нефтью). В нагнетательные скважины и трубопроводы по перекачке сточных вод необходимо подавать ингибиторы коррозии.

Как известно, минерализованные воды способны подвергать коррозии водоводы и оборудование, что приводит к порывам и возникновению ряда технологических и экологических проблем. В связи с этим немаловажно оценить коррозионную агрессивность промышленных и хозяйственно-бытовых стоков ОАО «Аммоний».

Для снижения скорости коррозии применяется ингибитор Альпан, рассчитаны его концентрации при закачке. Закачиваемая вода должна быть стабильна и совместима с пластовой водой. Для промышленных и хозяйственно-бытовых стоков и пластовых вод эти показатели рассчитывались с помощью теоретических расчетов и исследований с моделями вод, приготовленных по данным об ионном составе. Теоретические расчеты, выполненные по РД 153-39.0-649-09 показали,

что закачиваемая вода стабильна. Однако, смешение вод может привести к выпадению осадков гипса и кальцита. Для предотвращения осложнений, связанных с осадкообразованием в пласте, рекомендуется использовать ингибиторы солеотложений: против образования гипса -СНПХ-5313Т, кальцита - СНПХ-5313Н. Лабораторные исследования, проводимые с образцами стоков и пластовых вод, показали, что данные ингибиторы способствуют снижению осадкообразования.

НАПРАВЛЕНИЕ 2 МАШИНЫ, АГРЕГАТЫ И ПРОЦЕССЫ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ

ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА СЖИГАНИЯ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩЕГО ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА ПРИ УТИЛИЗАЦИИ ЕГО В ПУТЕВЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЯХ OPTIMIZATION OF THE FLARING PROCESS DURING UTILIZATION OF HYDROGEN-

SULFIDE-CONTAINING ASSOCIATED PETROLEUM GAS IN LINE HEATERS

В.В. Малофеев - к.г.-м.н., научный сотрудник, «ТатНИПИнефть» А.А. Ануфриев - инженер, ООО «НТЦ-Татнефть» Vladimir V. Malofeev - Ph.D., Research Engineer, TatNlPlneft Andrey A. Anufriev - Research Engineer, OOO NTC-TATNEFT

Выявлены причины образования отложений серы в топочных камерах и дымоходах путевых подогревателей, а также предложены меры по оптимизации процессов сжигания сероводородсодержащих попутных нефтяных газов в путевых подогревателях.

The causes of sulfur deposition in combustion chambers and flue gas ducts of line heaters have been identified. Moreover, efficient measures have been proposed to improve the flaring processes in line heaters for hydrogen-sulfide-containing associated petroleum gases.

Ключевые слова: утилизация, путевой подогреватель, сероводородсодержащий попутный нефтяной газ,сжигание

Key words: utilization, line heater, hydrogen-sulfide-containing associated petroleum gases, flaring

При сжигании сероводородсодержащих попутных нефтяных газов в путевых подогревателях на объектах ОАО «Татнефть» может происходить образование отложений серы и преждевременный выход из строя элементов топочных камер и дымоходов. Сероводородсодержащие

попутные нефтяные газы утилизируются на объектах восьми НГДУ ОАО «Татнефть» из девяти. Для утилизации ПНГ в основном используются путевые подогреватели типа ПП (рис. 1). Причем в путевых подогревателяхосуществляется сжигание газов на объектах шести НГДУ. В НГДУ «Джалильнефть» утилизация сероводородсодержащих попутных нефтяных газов путем их сжигания в путевых подогревателях или на электростанциях не осуществляется. На объектах НГДУ «Бавлынефть» и НГДУ «Елховнефть» осуществляется утилизация

сероводородсодержащих газов только на микротурбинных электростанциях «Capstone». Больше всего проблем имелось в работе путевого подогревателя на ДНС-1539с НГДУ «Лениногорскнефть». Среди объектов НГДУ «Прикамнефть» проблемными являются УПС «Бастрык» и ЦСП «Ямурзино». В НГДУ «Ямашнефть» в некоторой степени осложнения имели место на ДНС-8.

Рис. 1 - Путевой подогреватель ПП-0,63

Анализ ситуации показал, что проблемы, связанные именно с наличием сероводорода в попутном газе и проявляющиеся в образовании серных отложений в топочном пространстве путевого подогревателя и повышенной коррозии элементов конструкции, имели место только на ДНС-1539с НГДУ «Лениногорскнефть». Но после замены штатной инжекционной горелки на горелку с принудительной подачей воздуха вентилятором проблемы с накоплением серных отложений перестали наблюдаться.

Анализ дымовых газов показал, что сжигание попутного газа осуществляется в штатном режиме с коэффициентом избытка воздуха равным 1,2, т.е. более чем достаточным для полного сгорания топлива.

Однако при сжигании попутных нефтяных газов, в особенности сероводородсодержащих, всегда остаются риски нарушения режимов горения, связанные с непостоянством состава газов и их расхода.

Причиной образования серных отложений в топочном пространстве путевых подогревателей может быть как общая нехватка кислорода для осуществления полноты сгорания топлива, так и локальная его нехватка, связанная с плохим смесеобразованием, а также преждевременное охлаждение промежуточных продуктов горения на теплообменных поверхностях.

Причиной протекания коррозионных процессов элементов конструкции печей, связанных с образованием серной кислоты при сгорании сероводорода, в целом является чрезмерный избыток воздуха, подаваемого на сжигание топливного газа.

Кардинальным решением проблем, связанных с наличием сероводорода в сжигаемом попутном нефтяном газе, является его очистка, что также снижает загрязнение атмосферного воздуха окислами серы. Однако применение технологий очистки топливного газа от сероводорода требует существенных капитальных и эксплуатационных затрат и на небольших объектах будет нецелесообразным. Кроме того, появляется необходимость утилизации жидких или твердых отходов.

При сжигании сероводородсодержащего топливного попутного газаследует последовательно предпринять ряд мер, связанных со стабилизацией и организацией процессов горения:

- сепарация топливного газа от конденсата и капельного уноса нефти;

- стабилизация поступления продукции скважин на объект и процесса сепарации нефти с целью стабилизации состава и расхода попутного нефтяного газа, используемого в качестве топлива в путевых подогревателях;

- подбор горелок. Предпочтение следует отдавать использованию горелок с принудительной подачей воздуха вентиляторами, что, кроме улучшения смесеобразования и стабилизации соотношения воздух-газ, предполагает также возможность дальнейшей автоматизации процесса;

- правильная организация режимов сжигания топливного попутного газа. Обеспечение тщательного перемешивания не только исходной топливовоздушной смеси, но и газов в топочном пространстве. Значение коэффициента избытка воздуха апри сжигании сероводородсодержащего газа следует поддерживать в диапазоне от 1,03 до 1,1;

- стабилизация требуемого соотношения объемов воздуха к топливному газу с помощью автоматизации процесса. Управление расходом воздуха посредством частотного регулирования скорости вращения привода вентиляторов.

Применение изложенных рекомендаций приведет к устранению или минимизации образования отложений серы в топочных камерах и дымоходах путевых подогревателей, а также к ослаблению коррозионных процессов.

УДК 620.171.33:620.194.23

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ КОРРОЗИОННО-УСТАЛОСТНОЙ ПРОЧНОСТИ СТАЛЕЙ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ В СОЛЕВЫХ СРЕДАХ

METHOD OF ESTIMATION OF CORROSION FATIGUE STRENGTH OF STEEL

TUBING IN SALT MEDIUM

Е. С. Юшин - ассистент кафедры «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности», ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет»

Evgeniy S. Yushin - assistant of department of machinery and equipment of oil and gas fields, USTU

Ключевые слова: коррозионно-усталостная прочность, сталь, насосно-компрессорные трубы, циклические нагрузки, пластовая вода

Keywords: corrosion fatigue strength, steel, tubing, cyclic loads, brine water

Как известно, при добыче пластового флюида фонтанным, газлифтным или любым механизированным способом насосно-компрессорные трубы (НКТ) подвергаются различного рода переменным циклическим нагрузкам, а также разрушающему действию солей, содержащихся в пластовой жидкости. Комплексное влияние этих эксплуатационных факторов ускоренно снижает структурные прочностные характеристики металла лифтовых колонн и приводит к возникновению аварий, предотвращение которых возможно регулярным мониторингом текущего коррозионно-усталостного состояния НКТ в минерализованных средах.

В результате проведенных коррозионно-усталостных исследований были найдены значения предложенных удельных коэффициентов бКкор. коррозионного влияния, которые определены на единицу временного сопротивления разрыву аВ анализируемых сталей НКТ для растворов NaCl и пластовых вод различной минерализации Усинского и Западно-Тэбукского нефтяных месторождений [1].

Эти значения определялись по формуле:

Полученные результаты сравнили с коррозионно-усталостными исследованиями, проведенными в б. Ивано-Франковском институте нефти и газа [2] для стали марки 40ХН перлито-ферритного структурного

состояния с различными значениями предела кратковременной прочности (аВ = 705 МПа; аВ = 785 МПа) в водах, минерализованных NaCl при уровне М = 79,5 и 129,2 гл (таблица 1).

После проведения аналогичных расчетов при соответствующих значениях минерализации, выборки смешали и построили совместные графики (рисунок 1). Как видно из этих графиков, совмещенные выборки отличаются высокой теснотой стохастической связи: коэффициенты аппроксимации в обоих случаях составляют более R2 = 0,99. Таблица 1 - Значения предложенного удельного коэффициента бКкор.

коррозионного влияния

Изменение удельного коэффициента бКкор. коррозионного влияния, х103, МПа-1

Марка стали ав, МПа М = 79,5 гл М = 129,2 гл

Ус Раствор NaCl ЗТ Раствор NaCl

45 663 5,91 - 6,63 -

40ХН* 705 - 5,07 - 6,02

40Х 747 4,43 - 5,18 -

30ХМА 776 3,87 - 4,32 -

40ХН** 785 - 3,64 - 4,30

Примечание: под символами * и ** отмечены марки сталей по исследованиям [2]; аВ - временное сопротивление разрыву, МПа; М - уровень минерализации, гл; Ус - пластовая вода Усинского нм; ЗТ - пластовая вода Западно-Тэбукского нм

1 1 ав = 0.5878 R2= 0.9934 I -Ю6- - 49.307- ю3-зкт+ 983Л8

4 0XH ¦sAOXH * * ^ЗОХМА ^.щЬОХ

о в = -0,3 R2- 0.997 175 ¦ 106- 5 К 1 w + 52.06 в-ю3-зкщ 980.77 V. г

4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6.5 7,0

Удельный козффицивнт коррозионного длияния дКкор *10

1 - Западно-Тэбукское нм; 2 - Усинское нм

Светлые точки - расчетные значения для стали 40ХН по исследованиям [2]

Темные точки - результаты, полученные по сталям 45, 40Х и 30ХМА Рисунок 1 - Зависимость изменения удельного коэффициента бКкор. коррозионного влияния от временного сопротивления разрыву стВ сравниваемых сталей НКТ

Значения удельного коэффициента бКкор. коррозионного влияния из зависимостей, аппроксимирующих экспериментальные данные для пластовых вод:

- Усинского нефтяного месторождения (М = 79,5 гл)

5КУоср. = у9814,99-3,150• стВ -82,00) •Ю-3; (2)

- Западно-Тэбукского нефтяного месторождения (М = 129,2 гл)

бКЗоТр. = (41,94 -^86,05+1,703 • стВ) • 10-3 (3)

Учитывая среднюю относительную ошибку опытов в 4,9 % при определении выносливости металлов в сухом воздухе, вводим поправочный коэффициент равный 1,05 и получаем модифицированное уравнение для расчета предела усталостной прочности ст-1, МПа, стали с учетом экспериментальных данных и ГОСТ 25.504-82:

ст-1 = 1,05-(0,55-0,0001-стВ )• стВ (4)

Учитывая (2), (3) и (4), получаем эмпирические выражения для определения предела ограниченной выносливости сталей НКТ через коэффициент Ккор. коррозионного влияния для пластовых вод:

- Усинского нефтяного месторождения стУс , МПа

Ус 577,5-0,105 • стВ сх

стУс = . В-; (5)

-1кор. ^9814,99-3,150 • стВ-82,00

- Западно-Тэбукского нефтяного месторождения ст3^, МПа

стзт = 577,5-0,105 • СТв (6)

-1кор. 41,94-^86,05+1,703 • СТВ

Таким образом, на основе экспериментальных исследований получены аналитические зависимости для определения предела ограниченной выносливости сталей НКТ в условиях минерализации Усинского (М « 80 гл) и Западно-Тэбукского (М « 130 гл) нефтяных месторождений, что, в свою очередь, позволяет оценить коррозионно-усталостную прочность любой марки стали НКТ из рассмотренного диапазона прочностей для этих скважинных сред.

ЛИТЕРАТУРА

1. Быков, И. Ю. Методика оценки влияния пластовых вод на усталостную прочность насосно-компрессорных труб И. Ю. Быков, Е. С. Юшин Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник». - М. : ОАО «Ай Ди Эс Дриллинг», 2014. - № 3. - С. 36-42.

2. Северинчик, H. A. Долговечность и надёжность геологоразведочных бурильных трубН. А. Северинчик, Б. В. Копей. - М. : «Недра», 1979. -176 с.

КРИТЕРИЙ КУЛОНА - МОРА ПРИМЕНИТЕЛЬНО К РАСЧЕТАМ ДЛИТЕЛЬНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ СТЕНОК

CRITERION MOHR - COULOMB APPLIED TO CALCULATIONS OF LONG-TERM STABILITY OF THE BOREHOLE WALLS

М.М. Алиев - д.т.н., профессор, зав. кафедрой ТХНГ, Альметьевский государственный нефтяной институт

О.А. Шипилова - к.т.н., доцент кафедры прикладной механики, Альметьевский государственный нефтяной институт С.В. Шафиева - к.т.н., доцент кафедры прикладной механики, Альметьевский государственный нефтяной институт

Mekhrali М. Aliev - PhD, professor, head of the Department Transportation and storage of oil and gas, Almetyevsk State Oil Institute

Olga A. Shipilova - PhD in Engineering, assistant professor of applied mechanics, Almetyevsk State Oil Institute

Svetlana V. Shafieva - PhD in Engineering, assistant professor of applied mechanics, Almetyevsk State Oil Institute

В работе теоретически исследуется длительная прочность открытых стволов скважин. В качестве критерия прочности принят критерий Кулона - Мора. Построены многоугольники длительной устойчивости, произведен сравнительный анализ результатов расчета длительной и кратковременной прочности.

In this paper theoretically investigates long-term strength open wellbores. As the strength criterion adopted Mohr - Coulomb criterion. Polygons built long-term stability, comparative analysis of the results of the calculation of long-term and short-term strength

Ключевые слова: прочность длительная, напряжение эквивалентное, породы горные, тип разрушения.

Keywords: the strength of long-term, voltage equivalent, rock mountain, type of failure.

Основной задачей при бурении нефтяных и газовых скважин является недопущение их обрушения, поэтому расчеты на длительную прочность разбуриваемых горных пород являются важной составляющей при разработке технологии бурения.

Существуют различные подходы при исследовании проблемы длительной прочности. Один из них - кинетический - основан на

использовании кинетической теории ползучести и длительной прочности. К таким относятся хорошо известные теории Л.М. Качанова и С.Н. Журкова. При определении времени длительной прочности по этим теориям принципиально важно установить численные значения постоянных коэффициентов, которые зависят от физико-механических свойств материалов и могут быть определены со стопроцентной степенью достоверности только экспериментально, что является весьма трудной задачей. В работах [6], [9] предложена альтернативная методика определения таких коэффициентов и решены некоторые задачи длительной устойчивости открытых стволов скважин. Однако нельзя с полной уверенностью утверждать, что полученные результаты однозначны.

Рассмотрим для решения задач длительной устойчивости другой известный подход - критериальный, который основан на установлении критериев сопротивления материалов длительному разрушению, основанных на концепции так называемого эквивалентного напряжения.

В работах [4], [5] рассмотрены различные критерии прочности применительно к расчетам кратковременной устойчивости скважин.

Выберем в качестве критерия сопротивления длительному разрушению критерий Кулона - Мора.

Запишем критерий Кулона - Мора в следующем виде:

-1-Р + -L—^tgj = с, (1)

где с = c(t) - сцепление горной породы, зависящее от времени t; р - угол внутреннего трения породы; о1 > о2 >о3.

В качестве эквивалентного напряжения примем левую часть уравнения (1) и определим его.

В [8] установлено, что угол внутреннего трения при длительном нагружении практически не изменяется, а изменение сцепления подчиняется тем же закономерностям, что и изменение предела прочности.

Учитывая приведенные это, определим параметры длительной прочности, входящие в уравнение (1). Для сцепления примем зависимость

c(t) = c(h + (1 - h)e - a°t), (2)

где a0 - параметр аппроксимации; h = с? с < 1; с? - сцепление при

t . Угол внутреннего трения будем считать постоянным.

Используя графоаналитический метод, описанный в [7], построим многоугольник длительной устойчивости, представляющий собой область прочного состояния породы на стенке скважины. Эта методика была использована в работе [2], где она применена для построения многоугольников кратковременной устойчивости вертикальных скважин. Для того чтобы иметь возможность сравнительного анализа результатов расчетов длительной и кратковременной устойчивости, рассмотрим те же горные породы, что и в [1] и [3].

Рассмотрим возможные схемы разрушения вокруг скважины по А. Гено [7].

При разрушении типа А напряжения на стенках скважины будут sq > sz > sr ( sq - тангенциальное, sr - радиальное, sz - осевое напряжения). При этом sq = s1, sz = s2, sr = s3. В случае разрушения типа В oz = s1, sq = s2, sr = s3. При типе разрушения С sq = s1, sr = s2, oz = s3.

Определив компоненты напряжения на стенке скважины с учетом пластового давления решением Ламе, окончательно получили уравнения для построения многоугольников устойчивости.

По критерию Кулона - Мора (1) с использованием полученных уравнений построены многоугольники кратковременной и длительной

устойчивости для периода времени t =500 суток и h=0,4 (рисунок 1). Исходные данные для расчета: с = 9,2 МПа; р = 26,9o; рП = 18 МПа;

ргп = 2300 кгм3; V = 0,3; u0 = 0,4; b = 1; z = 2000 м.

Результаты расчетов подтверждают, что при длительном нагружении сцепление горной породы уменьшается, а многоугольники длительной устойчивости «смещаются» внутрь многоугольника кратковременной устойчивости. Таким образом, плотность бурового раствора при увеличении периода времени необходимо корректировать в сторону увеличения.

0,2 0,4 0,6 0,8 1 ^—Кратковременная прочность ^—Кратковременная прочность _ Длительная прочность

1,4 1,6 1,8 2 2,2 Кратковременная прочность Длительная прочность Длительная прочность

Рисунок 1. Многоугольники кратковременной и длительной устойчивости, построенные по критерию Кулона - Мора

(d - нормализованная плотность бурового раствора по отношению к средней плотности вышележащих горных пород; K0 - коэффициент бокового распора)

ЛИТЕРАТУРА

1. Алиев М.М., Шафиева С. В. Обобщение графоаналитического метода оценки устойчивости скважин Научный журнал: Научные исследования и инновации. Т. 5. - Пермь: ПГТУ, 2011. - № 2. - С. 117-120.

2. Алиев М.М., Шафиева С. В. Оперативный метод определения забойного давления в условиях депрессии Сб. докладов научно-технической конференции «Техника и технология разработки нефтяных месторождений». - М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2008. - С. 179-182.

3. Алиев М.М., Шафиева С.В., Каримова Н.Г. Применение линейного и параболического критериев разрушения для оценки устойчивости открытых стволов скважин Известия вузов «Нефть и газ». - № 2. -Тюмень: ТГНГУ, 2011. - С. 9-16.

4. Алиев М.М., Шипилова О.А. Расчетные модели и критерии прочности горных пород, применяемые при расчете устойчивости ствола скважины Материалы научной сессии по итогам 2003 года. -Альметьевск: АГНИ, 2004. - С. 15.

5. Алиев М.М., Шипилова О.А. Влияние выбранного критерия прочности на величину плотности бурового раствора Известия ВУЗов «Нефть и газ». - № 6. - Тюмень: ТГНУ, 2005. - С. 22-26.

6. Длительная устойчивость открытых стволов эксплуатируемых наклонных скважин Алиев М.М., Закиров А.Ф., Миннуллин Р.М., Шипилова О.А. Ученые записки: Сб. научных трудов АГНИ. -Альметьевск: АГНИ, 2006. - С.140-145.

7. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти Под ред. В. Мори и Д. Фурменто. - М.: «Мир», 1994. - 416 с.

8. Прочность и деформируемость горных пород Карташов Ю.М., Матвеев Б.В., Михеев Г.А., Фадеев А.Б. - М.: Недра, 1979.

9. Шипилова О.А. Задачи устойчивости упругих и упругопластичных горных пород Дисс. на соиск. уч. степени к.т.н. - Казань: КГТУ им. А.Н. Туполева, 2006. - 114 с.

ПРЕДЕЛЬНОЕ РАВНОВЕСИЕ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ С УЧЕТОМ

ДЛИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ LIMIT EQUILIBRIUM UNDERGROUND STORAGE WITH THE LONG-TERM

М.М. Алиев - д.т.н., профессор кафедры ТХНГ, Альметьевский государственный нефтяной институт

М.М. Байбурова - к.т.н., доцент кафедры ТНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт

M.M. Aliyev, Ph.D., professor of the Department THNG Almetyevsk State Petroleum Institute

M.M. Bayburova Ph.D., assistant professor of TNGM Almetyevsk State Petroleum Institute

В статье предложен порядок проведения экспериментов по определению характеристик длительной прочности. Показана зависимость напряжения от времени при различных параметрах, определяющих вид кривой длительной прочности. По теории предельного равновесия рассмотрен конкретный пример, получено значение давления на почву ПХГ и доказано, что длительная прочность ПХГ не выполняется.

The authors propose a procedure for conducting experiments to determine the characteristics of long-term strength. The dependence of voltage versus time for various parameters that determine the shape of the curve of long durability. According to the theory of limit equilibrium considered a specific example, the pressure value on the ground and UGS shown that long-term strength UGS is not performed.

Ключевые слова: длительная прочность, анизотропные материалы, подземные хранилища газа

Keywords: long-term strength, anisotropic materials, underground gas storage facilities

Подземные хранилища газа (ПХГ) являются важным и необходимым элементом газотранспортной системы, так как они позволяют сгладить негативные последствия неравномерного газопотребления. В последнее время особую актуальность приобретает проблема длительной прочности и долговечности сооружений. Указанная проблема тесно связана с определением несущей способности ПХГ и прогнозированием изменения во времени. Ее решение позволяет установить обоснованные сроки службы сооружения, которые предотвратят аварийные ситуации.

Горные породы представляют собой механические смеси минералов, причем, если даже отдельные минералы изотропны, то горная порода в целом — анизотропна, т.е. обладает зависимостью физических свойств от выбранного направления. Физические свойства пород параллельно плоскостям напластования и слоистости отличны от тех же свойств в перпендикулярном направлении. Анизотропия горных пород создает определенную сложность, влияющую на процесс сооружения и эксплуатации подземных хранилищ газа.

Согласно методики, приведенной в [1,2] определение длительной прочности анизотропного материала сводится к изменению по времени, а именно, уменьшению значений пределов прочности по времени в различных направлениях.

Рассмотрим следующий случай. Предположим, что в результате экспериментов, получены значения пределов кратковременной прочности с0 и с90 , р0, р90.

Обозначим через С0 - сопротивление породы перпендикулярно

слоям, С90 - сопротивление породы параллельно слоям, р0, р90- угол

внутреннего трения соответственно поперек и вдоль напластования породы (рис.1).

Рис.1. Кратковременная прочность анизотропной породы

Эксперименты по определению характеристик длительной прочности могут быть запланированы так, что в результате можно получить зависимость С0 =C0(t) , С90 =C90(t) . Кривую длительной прочности можно аппроксимировать в виде

с0 (t) = с0? + (с0 - с0? )e - , (1 )

где а0 - параметр аппроксимации.

С0? - сопротивление сдвигу перпендикулярно слоям при t ® ?.

Далее принимая h = с0? сс < 1 уравнение (1) можно привести к

виду: C0(t) = C0(h + (1 - h)e~ ). (2)

Таким же образом можно записать:

C90(t) = C90(h + (1 - h)e -а0 )

Параметр h может изменяться в широких пределах. Причиной такого изменения будет увеличение поврежденности с течением времени, а также ослабление структурных межмолекулярных связей. Упомянутый параметр определяют обычно, проводя длительное испытание образцов горных пород, находящихся в различных условиях деформирования [2].

В общем случае выражения (1) и (2) можно записать в виде:

У = y(t) = У о (h + (1 - h)e -а0). ГДе Уо = со или Уо = с9о ¦

Пусть h = 0,4 тогда меняя параметр ао строим линии y = y(t) (рис. 2).

24 22 20 18 16 14 12 10

200 400 600 800 1000 1200

Рис. 2. График зависимости напряжения уо от времени t при различных параметрах ао.

Задача по определению длительной прочности ПХГ решается по теории предельного равновесия [1]. Задаваясь сроком эксплуатации ПХГ и принимая для соляных пород значение параметра ао = о,оо5 находим величины со и с9о . Считая неизменным ро и р9о проверяем устойчивость ПХГ.

Пример. Пусть срок службы ПХГ будет 30 лет. Доказано, что снижение длительной прочности соляных пород происходит в первые три года. Принимаем для каменной соли: ао = о,оо5; со = ЮМПа; h = со? со = о,4;

t = 3 • 365 = Ю95 суток. Н = 5оом ; g = 21 кн м. Согласно (2) определяем: с0(t) = 4 + (1о - 4)e- 0005t = 4 МПа. Пусть с9о = о,47 МПа. с9о? = о,47 • о,4 = о,19 МПа. Значения ро и р9о принимаем соответствующими

кратковременным испытаниям:

Р0 = 200, Р90 = 150.

Произведя вычисления по составленной программе определяем:

3,70 + 6,22 . _. . . wrT рпр =——--с0? = 4,96 • 4 = 17,4 МПа.

Давление на почву ПХГ q = 26,3, т.е. длительная устойчивость ПХГ не выполняется.

ЛИТЕРАТУРА

1. Алиев М.М., Гениев Г. А. Расчет несущей способности анизотропных оснований сооружений. Изв. Вузов, Строительство,2001,№6, с. 18-22.

2.Байбурова М.М. Решение задач прочности и разрушения анизотропных материалов и горных пород Диссертация канд. тех. наук, - Саратов, 2008.

ИЗМЕНЕНИЯ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ В ОБЛАСТИ ТРАНСПОРТА УГЛЕВОДОРОДОВ CHANGES IN THE SPECIFICATIONS AND TECHNICAL DOCUMENTATION IN THE FIELD OF TRANSPORT OF HYDROCARBONS

З.Ф. Исмагилова - к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Альметьевский государственный нефтяной институт Н.Н. Бурмистрова - старший преподаватель кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Альметьевский государственный нефтяной институт

Ismagilovа Z.F. - is Candidate of Engineering Sciences, Associate Professor at the Department of DOGST (Department of Oil and Gas Storage and Transportation), Almetyevsk State Petroleum Institute.

Burmistrova N.N. - is Senior Lecturer at the Department of DOGST, Almetyevsk State Petroleum Institute.

Рассмотрены требования к нормативно-технической документации согласно ФЗ №184 «О техническом регулировании», выполнен сравнительный анализ изменений в действующих нормативах.

The demands to the technological normative documentation have been reviewed according to the Federal Law № 184 «About technical regulation», the comparative analysis of changes in valid standards has been accomplished.

Ключевые слова: технический регламент, национальный стандарт, ГОСТ, свод правил, трубопровод

Key words: a technical Regulation, the national standard, the state branch standard (SBS), set of rules

С 1 июля 2003 г. вступил в силу Федеральный закон от 27 декабря 2002 г. №184-ФЗ «О техническом регулировании», который дал начало в России коренной реформы системы установления обязательных требований к продукции, процессам производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации, утилизации, выполнению работ и оказанию услуг, оценки и подтверждения соответствия.

Основная цель данного закона максимально согласовать соответствия Российской системы технического регулирования с международной, что позволит устранить нормативные барьеры в торговле и обеспечит равные условия для отечественных и зарубежных производителей на российском рынке. А также создать систему нормативных документов: технических регламентов, которые содержат обязательные требования безопасности и добровольные стандарты, содержащие обязательные требования к качеству.

До принятия данного закона все действующие в нашей стане ГОСТы, СНиПы были обязательными для исполнения.

Согласно Федеральному закону «О техническом регулировании» выделены три уровня документов (рисунок 1).

1 уровень - Технические регламенты РФ - принципиально новый вид федерального нормативного документа, устанавливающий требования безопасности в отношении объектов регулирования, которые должны обязательно соблюдаться и контролироваться на всей территории страны (пример: «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений», «Технический регламент о безопасности сетей газораспределения»).

2 уровень - Национальные стандарты - технические нормы добровольного применения, предназначенные для обеспечения технической и информационной совместимости и взаимозаменяемости в рамках кооперативного производства (пример: СП36.13330.2012 актуализированная редакция СНИП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы, ГОСТ Р). Национальные стандарты могут использоваться полностью или частично в качестве основы для разработки проектов Технических регламентов.

3 уровень - стандарты организации - добровольно разрабатываемые и принимаемые отдельными компаниями нормативы, которые являются обязательными только в границах издавших их организаций (пример: 0Р-91.200.00-КТН -002-14 «Технологические карты контроля видов и этапов строительно-монтажных работ на объектах организации системы «Транснефть», СТО Газпром 2-3.5 - 051 - 2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов»)

Закон кардинально изменил всю систему технических требований для продукции и связанных с её обращением процессов.

Проанализируем несколько нормативных документов (национальных стандартов) в системе транспорта нефти и газа. В 2013 г. вышла актуализированная редакция СНиП 2.05.06 - 85* Магистральные трубопроводы. Некоторые сравнения двух версий показаны в таблице 1,2.

Таблица 1 - Значения коэффициентов условий работы трубопроводов

Категория трубопровода и его участка Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность, m

СНиП 2.05.06-85* СП 36.13330.2012

Таблица 2 - Значение коэффициента надежности по ответственности __(назначению) трубопровода_

Условный диаметр трубопровода, мм Значение коэффициента надежности по ответственности (назначению) трубопровода кн

для газопроводов в зависимости от внутреннего давления р для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

500 и менее 1,100 (1,00) 1,100 (1,00) 1,100 (1,00) 1,100 (1,00)

600-1000 1,100 (1,00) 1,155 (1,00) 1,155 (1,05) 1,100 (1,00)

1200 1,155 (1,05) 1,155 (1,05) 1,210 (1,10) 1,155 (1,05)

1400 1,155 (1,05) 1,210 (1,10) 1,265 (1,15)

Несмотря на изменения коэффициентов, при расчете толщины стенки трубопровода она остается неизменной при прочих равных условиях.

ЛИТЕРАТУРА

1. Федеральный закон РФ от 27.12.2002 г. №184-ФЗ «О техническом регулировании с изм. 03.12.2012.

2. СП 36.13330.12. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЧИСЛЕННОГО ЭКСПЕРИМЕНТА 3D МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА СМЕШЕНИЯ ТУРБУЛЕНТНЫХ ПОТОКОВ НЬЮТОНОВСКИХ ЖИДКОСТЕЙ В ТРУБЧАТОМ КАНАЛЕ RESULTS OF NUMERICAL EXPERIMENTS 3D MODELING PROCESS OF MIXING TURBULENT FLOW OF A NEWTONIAN FLUID IN THE TUBULAR CHANNEL

Г.Н. Лутфуллина - к.т.н., доцент, Альметьевский государственный нефтяной институт

А.К. Калинкин - старший преподаватель кафедры технология нефтегазового машиностроения, Альметьевский государственный нефтяной институт

G.N. Lutfullina - PhD in Engineering, an associate professor, Almetyevsk State Oil Institute

A.K. Kalinkin - a senior teacher, Almetyevsk State Oil Institute

По результатам численных экспериментов, сделано предположение о том, что при оценке качества смешения турбулентных потоков компонент жидкостей в трубчатых каналах выбор модели турбулентности не является определяющим.

According to the results of numerical experiments has been suggested that in assessing the quality of the turbulent mixing of the component fluids in tubular channels choice of turbulence model is not determining.

Ключевые слова: гидродинамика, турбулентность, трубчатые каналы,3й моделирование, сеточные области при численном моделировании

Key words: hydrodynamics, turbulence, tubular channels, 3D modeling, grid field of numerical simulation

Математическая модель движущейся жидкой или газообразной среды хорошо известна. Если движение компонентов жидкостей турбулентное, то модель описывается уравнениями Рейнольдса, в которых произведено осреднение по времени пульсационных составляющих

гидродинамических параметров. Для замыкания этих уравнений используются какие-либо модели турбулентности. Адекватность результатов математического и физического моделирования зависит от ряда факторов [1]. Обычно она отождествляется со сходимостью метода, которая, как известно, является следствием аппроксимации и устойчивости. Условия устойчивости алгоритма SIMPLE подробно описаны в литературе [2]. Что касается аппроксимации дифференциальных уравнений 3D математической модели, то она в значительной степени зависит от качества расчетной сетки, покрывающей физическую область.

Если уравнения Навье - Стокса и Рейнольдса точно отражают законы сохранения механики Ньютона, то замыкающие их уравнения различных моделей турбулентности вызывают у исследователей сомнения в их справедливости в тех или иных условиях. Этим вызвано появление коэффициентов, введение которых потребовалось для того, чтобы согласовать расчетные и экспериментальные результаты.

В трубчатых каналах при смешении потоки жидкостей или компоненты имеют струйные турбулентные течения, находящиеся в условиях присоединяющихся течений. Если же ещё каналы имеют внезапные расширения или сужения, то струйные течения находятся в условии резкого изменения градиента давления. В таких условиях, как заметил, в своих работах Menter [3] стандартные модели турбулентности (k-c), (k-w) дают существенные ошибки и результаты решения с этими моделями существенно отличаются от результатов физического эксперимента. Даже применение RNG- модели не приводит к существенному уменьшению ошибки. Menter указывает, что подобные модели, в том числе и предложенная им sSt двухслойная модель, плохо работают в условиях присоединяющихся течений.

В связи с этим были проведены вычислительные эксперименты по коррекции моделей турбулентности в 3D модели (программный комплекс FLUENT) .Наиболее приемлемые результаты были получены при использовании (k-w) модели, в которой были изменены коэффициенты при членах уравнений, ответственных за генерацию кинетической энергии турбулентности k и вихревой диссипации w.

Рис. 1 - Трубчатый канал цилиндрического типа с внезапным расширением

(половина канала)

На рис.1 показана форма канала, в котором смешиваются два компонента вода - u1 =0.5 мс, спирт - u2 = 1мс, m2 ml =0.25, гк = 0.0100 м, гф = 0.0042 м. Подвод второго компонента радиальный.

Качество смешения компонентов оценивалось величиной коэффициента перемешанности в канале - уа [4].

Га = 1 -jtЯ! |С(х,у,z) -C0|rfF ,

где С - средняя по поперечному сечению z = const объёмная концентрация компонента, а О множество внутренних точек области с объемом V, соответствующей проточной части канала.

Были проведены вычисления уа при использовании стандартной (к-d) модели турбулентности и скорректированной (к-ш)-кор. модели. Оказалось, что отличие между ними незначительно и составляет 0.2% {уа = 0.866 и 0.864 соответственно). При этом профили скоростей отличаются существенно (более 10%) рис. 2. Использование (k-е) станд., RNG- модели также практически не изменяло величину уа. Были предприняты попытки по изменению коэффициентов в (k-е) станд., но и это не дало более лучших результатов. Это можно объяснить выравниванием профилей концентрации за счет турбулентной диффузии компонентов. Также были проведены численные эксперименты и с другими формами каналов, в том числе и в канале диффузор - конфузорного типа, результат был аналогичным.

Рис. 2 - Распределение осевой составляющей скорости смеси (А) и концентрации 2-го компонента (Б) в поперечных сечениях цилиндрического канала с внезапным расширением гкго = 1, zro=15 и 25.

Таким образом, можно утверждать, что при оценке качества смешения в трубчатых каналах постоянного и сечений с внезапным расширением и сужением выбор модели турбулентности не является определяющим. Разница в гидродинамических параметрах с разными моделями турбулентности не более пяти процентов.

ЛИТЕРАТУРА

1.Данилов Ю.М., Мухаметзянова А.Г., Дьяконов Г.С., Кульментьева Е.И. Математическое моделирование течений в малогабаритных трубчатых турбулентных аппаратах Химическая промышленность. 2004, Т.81, №9. С.451-457.

2.Богомолов В. А. Модифицированные проницаемости, основанные на модели схемы струй для бета-распределения и его частных случаев. С.П. Плохотников, В.А. Богомолов, О.Р. Булгакова Вестник Казанского государственного технического университета им. А.Н. Туполева, - Казань, 2010, Т. 4, С. 171-175.

3. Menter F.R. Сравнение некоторых современных моделей турбулентной вихревой вязкости. (A Comparison of Some Recent Eddy

- Viscosity Turbulence Мodels) Trans. ASME. J. Fluids Eng.- 1996.- 118, №3. - с. 514-519. 4.Курбангалеев А.А., Тазюков Ф.Х., Лутфуллина Г.Н., Данилов Ю.М. Проектирование малогабаритных трубчатых аппаратов - МТА как смесителя жидких компонентов с помощью 3D моделированияВестник Казанского технологического университета

- 2013.- №21.- с 261-264.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ДЛЯ

ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ AUTOMATION SYSTEMS KEY TASKS FOR RESERVOIR PRESSURE

Сагдатуллин А.М. - инженер научно-образовательного центра, Альметьевский государственный нефтяной институт.

Artur Sagdatullin - Engineer of Research and Educational Center, Almetyevsk State Oil Institute.

Целью настоящей статьи является анализ возможностей автоматизированных систем в области поддержания пластового давления (ППД). С целью повышения рентабельности и уровня добычи нефти рассмотрена возможность применения иерархической структуры автоматизации объектов нефтедобычи, рассматриваемой при этом с точки зрения системного анализа.

The purpose of this article is to analyze the possibilities of automated systems in the field to maintain reservoir pressure (PAP). In order to improve profitability and the level of oil production is considered the possibility of using the hierarchical structure of the automation of oil production facilities under consideration in this case in terms of systems analysis.

Ключевые слова: автоматизация, поддержание пластового давления, управление

Keywords: automation, maintain reservoir pressure system, process control

Современная система поддержания пластового давления (ППД) включает в себя различное технологическое оборудование, необходимое для подготовки, транспортировки и нагнетания жидкости в

нефтяной пласт разрабатываемого месторождения, обеспечивающая поддержание пластового давления с целью наибольшего уровня добычи нефти [1, 2]. Однако, в большинстве случаев система ППД является частично-регулируемой, поэтому актуальной задачей для нефтегазодобывающей промышленности является обеспечение объектов ППД автоматизированной системой, способной управлять режимами закачки воды в скважины, приемистостью пластов, охватом воздействия заводнения на нефтеносные пласты и регулировать в режиме реального времени процесс вытеснения нефти к забоям добывающих скважин [1, 2, 3]. Согласно структурной схеме системы ППД можно сделать вывод, что для решения поставленной задачи в единую систему должны быть объединены и обеспечены автоматизированными электроприводами [3-4]: КНС, добывающие и нагнетательные скважины, а также установки подготовки нефти. Обеспечить объединение данных систем возможно путем внедрения общей управляющей системы, получающей информацию с каждого отдельного элемента, анализирующей ее и воздействующей на технологические объекты, такие как насосные агрегаты и скважины, управляя и контролируя режимы их работы.

Станция оператора

Иерархическая структура

Контроллер автоматического управления системами

Ко нтролле р а втомат ичес кого j контроля аварий

Исполнительные устройства, датчики, измерительные

Рисунок 1 - Автоматизация объектов нефтедобычи в системе поддержания

пластового давления На рисунке 1 представлена схема автоматизации объектов нефтедобычи в системе поддержания пластового давления. Основой системы является иерархическая структура системы управления, состоящая из трех уровней:

1 - Диспетчерские пункты управления и автоматизации объектов системы поддержания пластового давления;

2 - Локальные и кустовые системы автоматического управления, а также системы группового управления аварийными ситуациями в общей структуре автоматизации объектов нефтегазодобычи;

3 - Исполнительные устройства, датчики, измерительные устройства и средства автоматизации, регулирования и контроля [5-7].

Таким образом, для повышения эффективности системы поддержания пластового давления актуальной является решение задачи автоматизации объектов нефтедобычи, нагнетания жидкости в пласт и объединения их в комплексную управляющую систему, выполняющую функции анализа и сбора данных с локальных контроллеров, регулирования режимов работы оборудования и управления им, а также оптимизации процесса разработки всего нефтяного месторождения в целом.

ЛИТЕРАТУРА

1. Каяшев А. И., Емекеев АА, Сагдатуллин А.М. Системы автоматизированного электропривода насосной станции Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 12. № 1. С. 147-154.

2. Каяшев А.И., Емекеев АА, Сагдатуллин А.М. Интеллектуальное управление электроприводом системы транспорта и подготовки нефти Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 12. № 1. С. 203-207.

3. Сагдатуллин А.М. Системы автоматизированного электропривода насосной станции Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 12. № 1. С. 136-142.

4. Сагдатуллин А.М. Анализ энергоемкости и потребления электроэнергии по технологическим процессам в нефтегазовой отрасли Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 12. № 1. С. 71-77.

5. Сагдатуллин А.М. Аналитическое исследование систем автоматизированного электропривода насосной станции Известия высших учебных заведений. Поволжский регион. Технические науки. 2014. № 2 (30). С. 89-99.

6. Сагдатуллин А.М. Разработка математической модели системы автоматизации электропривода штанговой скважинной насосной установки Территория Нефтегаз. 2014. № 4. С. 28-35.

7. Зиатдинов А.М. Анализ подходов к построению автоматизированных систем нефтегазодобывающего предприятия Ползуновский вестник. 2013. № 4-2. С. 78-83.

8. Сагдатуллин А.М. Моделирование вариантов оптимизации для принятия решений при контроле и управлении разработкой

нефтегазового месторождения Нефтепромысловое дело. 2014. № 8. С. 32-35.

9. Сагдатуллин А.М. Анализ энергоемкости технологических процессов схемы сбора и подготовки нефти на промысле нефтедобывающего предприятия Нефтепромысловое дело. 2014. № 6. С. 51-55.

10. Сагдатуллин А.М. Повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений на основе интеллектуальных систем Бурение и нефть. 2014. № 7-8. С. 42-45.

11. Сагдатуллин А.М. Разработка многомерного регулятора на базе нечеткой логики для поддержания постоянства технологического процесса транспорта нефти Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2014. № 7. С. 35-39.

12. Сагдатуллин А.М. Разработка интеллектуального регулятора для многомерного логического управления насосной станцией Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2014. № 4. С. 107-111.

РАЗРАБОТКА СИЛОВОЙ СХЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННЫМ ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ

POWER MANAGEMENT SCHEME DEVELOPMENT OF AUTOMATED VFD

А.А. Емекеев - к.х.н., доцент, директор научно-образовательного центра, Альметьевский государственный нефтяной институт. А.М. Сагдатуллин - инженер научно-образовательного центра, Альметьевский государственный нефтяной институт.

A.A. Emekeev - Ph.D., Associate Professor, Director of Research and Educational Center, Almetyevsk State Oil Institute.

Artur Sagdatullin - Engineer of Research and Educational Center, Almetyevsk State Oil Institute.

Задачей данного исследования является разработка силовой схемы управления автоматизированным электроприводом, обеспечивающей частотный пуск (безударный или плавный пуск), а также регулирование режимов работы электропривода насосной станции. При этом, предложенная схема позволяет плавно распределять нагрузку между приводами и осуществлять попеременную работу высоковольтных электродвигателей насосной станции введением алгоритма управления насосной станцией, включающей режим попеременной работы.

The objective of this study is to develop a power control circuit of automated vfd electric drive, providing frequency start (unstressed or soft start), and the regulation of the drive pump station. At the same time, the proposed scheme allows to distribute the load smoothly between the drives and implement alternately operating high voltage electric motors pumping station introduction control algorithm pump station consisting of alternate

Ключевые слова: силовая схема управления, автоматизированный электропривод.

Keywords: power control scheme, automated vfd electric drive.

В структуре себестоимости нефти и газа условно-постоянные расходы достигают 80 процентов основную долю из которых в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти и попутного газа составляют электроприводы (ЭП) различных турбомеханизмов (насосов, компрессоров, вентиляторов, электроприводов добычи нефти и др.), что обуславливает целесообразность внедрения систем автоматизации для энергосберегающих технологий в нефтяной промышленности [6-8].

Между тем, выявлена важность разработки новых систем автоматизации насосных станций с высоковольтным электроприводом (6кВ) и учетом допустимых технологических параметров их работы связанная с тем, что схемы с ПИД-управлением являются сложными в настройке и не соответствуют требованиям по управлению сложными технологическими процессами, таким и как дНс, а схемы с Fuzzy регуляторами характеризуются значительной погрешностью и большим временем отклика, что не позволяет использовать их в быстродействующих технологических процессах. Однако, в четких регуляторах физические величины представляются в виде совокупности четких множеств, что исключает недостатки схем с Fuzzy регуляторами, позволяя управлять быстродействующими и сложными с точки зрения управления технологическими процессами.

На рисунке 1 представлена структурная схема электроснабжения ДНС с одной ветвью автоматизации, используемая на практике в настоящее время. Структурная схема (рисунок 1) содержит: участок воздушной линии (ВЛ) 1, понижающий трансформатор 2, низковольтный преобразователь частоты (НПЧ) 5, фильтр (Ф) 6, повышающий трансформатор 8, коммутационные аппараты (контакторы КМ1 12, КМ2 4, КМ3 7 и КМ4 9, выключатели QF1 11, QF2 13 и QF3 3), участки кабельных линий 10 и 15, высоковольтные асинхронные электродвигатели ВАД-1 14 (резервный) и ВАД-2 16 (основной) [8,9,10,11,12-17].

Рисунок 1 - Силовая схема управления автоматизированным электроприводом Таким образом, предложенная система автоматизации позволяет осуществлять частотный пуск (безударный или плавный пуск), а также регулировать режимы работы электропривода насосной станции, плавно распределяя нагрузку между приводами и осуществляя попеременную работу высоковольтных электродвигателей насосной станции введением алгоритма управления насосной станцией, включающей режим попеременной работы.

ЛИТЕРАТУРА

1. Каяшев А.И., Емекеев А.А., Сагдатуллин А.М. Системы автоматизированного электропривода насосной станции Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 12. № 1. С. 147-154.

2. Каяшев А.И., Емекеев А.А., Сагдатуллин А.М. Интеллектуальное управление электроприводом системы транспорта и подготовки нефти Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 12. № 1. С. 203-207.

3. Каяшев А.И., Емекеев А.А., Сагдатуллин А.М. Автоматизация технологического процесса транспорта нефти на основе программируемого логического контроллера STARDOM Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 12. № 1. С. 207-211.

4. Муравьева Е.А., Сагдатуллин А.М., Емекеев А.А. Artificial intelligence in objects recognition Ученые записки Альметьевского

государственного нефтяного института. 2014. Т. 12. № 1. С. 226230.

5. Емекеев А.А., Сагдатуллин А.М., Исламов И.А. Методы искуственного интеллекта для анализа режимов работы скважин Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. 12. № 1. С. 65-71.

6. Сагдатуллин А.М. Разработка схемы комплексной автоматизации электропривода насосной станции Автоматизация и современные технологии. 2014. № 9. С. 3-6.

7. Сагдатуллин А.М. Идентификация режимов работы и анализ состояния скважинного оборудования на основе нейронной сети Газовая промышленность. 2014. № 6 (707). С. 60-64.

8. Сагдатуллин А.М. Анализ и синтез структуры системы управления электроприводом насоса процесса подготовки нефти Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2014. № 6. С. 106-112.

9. Сагдатуллин А.М. Моделирование работы интеллектуальной скважины на экспериментальном стенде Газовая промышленность. 2014. № S708 (708). С. 107-110.

10. Сагдатуллин А.М. Анализ и синтез структуры системы управления электроприводом насоса процесса подготовки нефти Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2014. № 6. С. 106112.

11. Сагдатуллин А.М. Анализ фонда добывающих скважин и степени разработанности нефтегазовых месторождений Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2014. № 5. С. 46-50.

КРИТЕРИЙ ДЛИТЕЛЬНОЙ ПРОЧНОСТИ ДЛЯ РАЗНОСОПРОТИВЛЯЮЩИХСЯ МАТЕРИАЛОВ

THE CRITERION OF LONG-TERM STRENGTH FOR VARIOUS-RESISTANT MATERIALS

М.М. Алиев - д.т.н., профессор, зав. кафедрой транспорта и хранения

нефти и газа, Альметьевский государственный нефтяной институт

С.В. Шафиева - к.т.н., доцент кафедры прикладной механики,

Альметьевский государственный нефтяной институт

С.Р. Гилязова - старший преподаватель кафедры инженерной графики,

Альметьевский государственный нефтяной институт

Mekhrali М. Aliev - doctor of technical Sciences, Professor, head. the Department of transport and storage of oil and gas, Almetyevsk state oil Institute

Svetlana V. Shafieva - PhD, associate Professor in the Department of applied mechanics, Almetyevsk state oil Institute

Svetlana R. Gilyazova - senior lecturer of the Department of engineering graphics, Almetyevsk state oil Institute

В работе рассматривается вариант критерия длительной прочности на основе критерия кратковременной прочности для разносопротивляющихся материалов, предложенного в работах [2, 3].

This paper considers a variant of the criterion of long-term strength based on the criterion of short-term strength for various-resistant materials, as proposed in [2, 3].

Ключевые слова: длительная прочность, эквивалентное напряжение, разносопротивляющиеся материалы.

Keywords: long-term strength, equivalent stress, various-resistant materials.

При длительной прочности за эквивалентное напряжение оэкв принимается наибольшее главное напряжение s1 , это напряжение приравнивается к длительному напряжению при растяжении sp?. Или

эквивалентное напряжение принимается как интенсивность напряжений и тоже приравнивается к длительному напряжению при растяжении sp?.

S экв = S 1 _ S р? или S экв ~ Si = S р^ •

Если материал не подчиняется этим двум критериям длительной прочности, то применяется обобщенный критерий Писаренко -Лебедева, предложенный А.А. Лебедевым в 1965 г. В этом критерии эквивалентное напряжение зависит от параметра пластичности % ,

который представляет собой отношение — (s6 - предел прочности при

растяжении, sя - предел прочности при сжатии), для длительной прочности это отношение будет ^^. Это обстоятельство является

препятствием при решении многих задач. Например, в работе [1] чтобы выйти из положения предлагается % заменить параметром, который определяется экспериментально и называется в сопротивлении материалов коэффициентом поперечного сужения y , так как, как указывается в этой работе, y и параметр пластичности %, входящий в критерий Писаренко - Лебедева, являются экспериментально определяемыми мерами пластических свойств материалов и изменяются в одних и тех же пределах от 0 до 1.

Исходя из того, что предложено в работе [1], предел прочности при сжатии sc, входящий в критерий прочности, предложенный в работах [2, 3], можно принимать равным

Предположим, что этот параметр при длительной и кратковременной прочности не меняется. Исходя из этого критерий кратковременной прочности, предложенный в [2, 3], запишем для случая длительной прочности.

Критерий длительной прочности по результатам двух испытаний: на одноосное растяжение и сдвиг 1 2 C

0 h +— h +1 -V2Ts)= rs;

на одноосное сжатие: °3 =-°с, Sl = s2 = 0

3s2 - СЪгас = D,

b [2 1 где b2 = J--

Решая совместно уравнения (3) и (4), находим

(sС - Sj, )-С(b2Sс - b1Sp )= О

— = 3(sс2 - s 2) = f(sс - csр) = 2 sс (1 - c2) b2Sc - bsр b2 - Ъ1С 3 b2 - b1C 22

h2 + С(h +1 - b2sp )=-3sp. Эквивалентное напряжение будет

—h2 +—j=—— (h + x -4its )=ts. (2)

2ts V2y - b s! s (2)

Рассмотрим другие два вида испытаний:

на одноосное растяжение: s1 = sр, s2 = s3 = 0

3 s р + cb1s p = D, (3)

.. h2 + С(h + X - b2sp)).

После простых преобразований из (5) для эквивалентного напряжения получим

tfyea = -1,5Cb2 + л2,25Nb + 1,5[h2 + N(h + X )]• (6)

Таким образом, соотношение (6) является эквивалентным напряжением при длительной прочности разносопротивляющихся материалов, параметры которого определяются простыми испытаниями лишь на одноосное длительное растяжение. Для многих материалов параметр % легко определяется.

При кратковременных испытаниях пластичных материалов s6 и оя

имеют очень близкие числовые значения. Другое дело длительные испытания этих же материалов. Можно предположить, что при одноосном длительном растяжении предел текучести ад6 будет

отличаться от предела текучести при одноосном длительном сжатии Поэтому предложенную методику по определению % через y можно в первом приближении распространить для пластичных металлов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Белов А.В., Неумоина Н.Г. Об использовании обобщенного критерия прочности Писаренко - Лебедева в расчетах на прочность при неизотермических процессах нагружения Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. - № 9-2. - 2014. - С. 810.

2. Алиев М.М., Каримова Н.Г., Шафиева С. В. Новый подход к разработке полиномиальных критериев прочности для изотропных полимеров и горных пород Известия вузов «Нефть и газ». - № 3. -Тюмень, 2009. - С. 77-82.

3. Алиев М.М., Шафиева С. В. Новые полиномиальные критерии прочности для разнопрочных материалов Вестник КГТУ им. А.Н. Туполева. - № 3. - 2012. - С. 87-91.

УДК 665.765.-404.035.5

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СОВМЕСТИМОСТЬ ПРИСАДОК К МАСЛАМ, РАБОТАЮЩИХ В КОНТАКТЕ С КОРРОЗИОННЫМИ ПРИМЕСЯМИ ENERGY COMPATIBILITY ADDITIVE FOR OILS OPERATING IN CONTACT WITH

CORROSIVE IMPURITIES

Ш.К. Гильмутдинов - к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Альметьевский государственный нефтяной институт Т.А. Хуснуллина - старший преподаватель кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Альметьевский государственный нефтяной институт

З.Я. Зарипова - ассистент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Альметьевский государственный нефтяной институт

S.K. Gilmutdinov - Ph.D., Associate Professor, Almetyevsk State Petroleum Institute, Department of Transportation and storage of oil and gas

T.A. Khusnullina- head teacher of oil transportation and storage department, Almetyevsk state oil institute

Z.Ya. Zaripova - assistant, Almetyevsk State Petroleum Institute, Department of Transportation and storage of oil and gas

В работе приведены исследования энергетической совместимости различных присадок к турбинным маслам, в применяемых в системах смазки магистральных нефтяных насосов и газоперекачивающих агрегатов.

The paper presents the study of energy compatibility of different additives for turbine oils, lubrication systems used in the main oil pump and gas compressor units

Ключевые слова: Присадки, турбинное масло, энергетическая совместимость, противоизносные, антифрикционные свойства

Key words: Additives, turbine oil, energy compatibility, anti-wear, anti-friction properties

В системах смазки магистральных нефтяных насосов и газоперекачивающих агрегатов используется турбинное масло марки Тп - 22, Тп - 22с.

Контактируя с коррозионно-активными примесями данные масла теряют свои эксплуатационные свойства, ухудшаются трибологические (противоизносные, антифрикционные) свойства. Масло приходится заменять новым.

На трибометре ТМ - 2М были проведены трибологические испытания широко известных отечественных присадок для оценки их противоизносной и антифрикционной эффективности в условиях контакта с различными коррозионно-активными примесями (сероводород, вода, растворы солей).

В качестве объектов исследований были выбраны присадки ДФ -11, АДТФ, ТОС-22, фриктол ИФХАНГАЗ.

Наиболее эффективной оказалась присадка фриктол (диалкилзиофосфат молибзена). Экспериментально установлено, что оптимальной концентрацией данной присадки является величина от 0.05 до 0.1% масс., дальнейшее увеличение концентрации не приводит к существенному снижению износа металла в условиях испытания масла.

Далее были проведены исследования на энергетическую совместимость различных пакетов присадок. Результаты испытаний приведены на рис.1.

Рисунок 1 - Влияние соотношения присадок в композиции на противоизносные

свойства масла Тп-22с;

1- Фриктол+ бетол; 2- Фриктол+ ифхангаз- I; 3- Фриктол+ Д-5

Композиции фриктол с ИФХАНГАЗ или Д-5 при любых соотношениях между ними снижающий износ металла по сравнению с индивидуальными присадками. Но наиболее предпочтительны композиции с соотношением фриктолИФХАНГАЗ 1:3, а также фриктолД-5 от 3:1 до 1:1, так как в этих случаях, возникают явления синергизма.

По - видимому, полярные молекулы присадок в присутствии сероводорода образуют ассоциаты (мицеллы) с высокими защитными свойствами на границе раздела фаз масло-металл.

Можно предполагать, что в состав ассоциатов внедряются и полярные молекулы тех присадок, которые содержатся в товарном масле Тп-22с, а также молекул сероводорода.

ЛИТЕРАТУРА

1. Спиркин В.Г., Гильмутдинов Ш.К., Бочаров А.А. Влияние ингигиторов коррозии в композиции с молибденсодержащими присадками на противоизносные свойства турбинных масел ХТТМ. -Москва: РГУ им.Губкина. - 1997, №2.

НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ

ПРОЕКТИРОВАНИЯ NEW OPPORTUNITIES FOR AUTOMATED SYSTEMS DESIGN Т.Г. Девжеева - ст. преподаватель кафедры ТНГМ, Альметьевский государственный нефтяной институт T.G. Devzheeva - Senior lecturer, ASOI

Рассматриваются новые возможности автоматизированной системы проектирования КОМПАС-3Э: принцип сквозного проектирования,

командное проектирование и «облачные» технологии. Внедрение их в образовательный процесс.

Explores new possibilities of automated design system KOMPAS-3D: the principle of cross-cutting design, team design and cloud technologies. Their introduction into the educational process.

Ключевые слова: система автоматизированного проектирования КОМПАС, «облачные» технологии, командное проектирование.

Keywords: computer-aided design COMPASS, cloud technology, team design.

В связи со значительным увеличением сложности изделий, ростом объемов работ по проектированию, стала актуальной задача коллективной работы над проектом в CAD-системах. Сегодня инженер является источником информации для различных подразделений предприятия, и поэтому особенно важно, чтобы все предприятие работало в единой информационной среде. С развитием мобильности аппаратных средств и мобильности программных приложений возникает потребность пользователей в мобильных САПР для машиностроения.

Система КОМПАС-3D практически стала стандартом проектирования и отличается простотой изучения, легкостью в работе и широкими функциональными возможностями по твердотельному и поверхностному моделированию. Благодаря этому КОМПАС-3D широко применяется на многих предприятиях, в том числе и на предприятиях нефтегазодобывающей отрасли. Кроме того, эта система используется в учебном процессе во многих ВУЗах.

Особенностью КОМПАС-3D является использование собственного математического ядра и параметрических технологий. В системе создаются модели отдельных деталей и сборочных единиц. Модель сборки состоит из отдельных компонентов - деталей и сборочных единиц, которые, в сою очередь, также могут состоять из деталей и сборочных единиц. Проектирование сборки ведется «сверху вниз», т.е. каждая деталь моделируется на основе уже имеющихся деталей с использованием параметрических взаимосвязей. Такая функция позволяет конструкторам и технологам оперативно изменять различные части чертежа, без перестроения самого чертежа в целом [3].

Наличие таких систем сегодня является стандартом для различных предприятий. В системе КОМПАС-3D можно не просто создать трехмерную геометрию, а полностью описать информационную модель изделия, проанализировать ее и подготовить данные для системы проектирования технологических процессов или системы управляющих программ ЧПУ. Трехмерные модели включают в себя всю геометрическую информацию, необходимую для работы систем инженерного анализа. Трехмерные твердотельные модели могут быть использованы для выполнения инженерных расчетов: напряжений и

деформаций, тепловых расчетов и связанных с ними температурных деформаций и напряжений.

В связи с развитием информационных технологий предлагается внедрить новые подходы в проектировании на предприятиях нашего региона и в учебный процесс на основе комплекса решений фирмы АСКОН.

В настоящий момент мы наблюдаем автоматизацию, в которой конструкторы и технологи разрознены, вывод спецификаций и документов на бумагу и их последующий ручной ввод технологами с бумаги в электронные базы данных. Внедрение системы сквозного 3D-проектирования позволит создать единое информационное пространство.

Получение чертежей, содержащих геометрию реального изделия, позволит осуществить сквозное проектирование. Т.е. использовать результат труда конструктора технологом при формировании процесса обработки. Программу для станков с ЧПУ, включающей геометрию обработки, можно будет получить импортом проекции изделия в САМ-систему. Отпадет необходимость снятия геометрических параметров изделия с чертежа (визуально) и перенос их в УП (текстовый файл) или построения необходимой геометрии в САМ-системе, то есть повторения работы конструктора в области построения необходимой проекции изделия.

Принцип сквозного проектирования подразумевает передачу результатов одного этапа проектирования к следующему этапу в единой проектной среде. При этом изменения, вносимые на любом этапе, отображаются во всех частях проекта.

Эффективность такого подхода снижает неточность в конструкторской графике, отсутствие точных привязок. Этот недостаток постепенно преодолевается, но технологи, которые в прошлом сталкивались с неточностью в электронной графике конструкторов, продолжают недоверять электронной графике и вынуждены повторять труд конструкторов.

Постоянное развитие САПР и выход новых приложений позволяют разрабатывать сложные изделия в кратчайшие сроки и с минимальным количеством исправлений. Новая функция проектирования, заложенная в КОМПАС-3D V15, опирается на команды «Компоновочная геометрия», «Коллекции» и «Копирование геометрии», комплексное использование которых направлено на оптимизацию процесса коллективной работы. Теперь можно быстро спроектировать сложное изделие, содержащее и механические узлы, и гидравлику, и металлоконструкции, и множество других элементов, которые должны быть очень тесно взаимосвязаны друг с другом одновременно и всей командой.

Для всех участников процесса создается «Компоновочная геометрия», которая является единой средой проектирования и играет

роль технического задания на проектирование. В «Компоновочной геометрии» формируются «Коллекции», которые необходимы исполнителям для выполнения ими части проекта. Затем «Компоновочная геометрия» передается исполнителям, которые могут видеть ее целиком и актуальное задание для каждого. На базе полученной геометрии специалист производит свои построения. Руководитель проекта может изменить исходную «Компоновочную геометрию», при этом все участники процесса проектирования смогут эти изменения увидеть и учесть в своей работе.

«Компоновочная геометрия» служит для более простого и наглядного понимания задач, стоящих перед каждым конкретным исполнителем. Очень удобно, что при создании «Компоновочной геометрии» в ней могут располагаться и текстовые замечания, и пояснения. Это означает, что общение между руководителем и исполнителем происходит исключительно с упором на предмет обсуждения — а именно на «Компоновочную геометрию», то есть вероятность неправильной трактовки задания снижается.

Кроме того, в новой версии КОМПАС-3D можно копировать объекты и вставлять их в другие создаваемые модели с наследованием связей: в случае изменения геометрии, которую скопировали, копия тоже изменится.

Одним из перспективных направлений развития современных информационных технологий являются «облачные» технологии. Под облачной средой понимается такая архитектура и организация вычислительных процессов, при которой все вычислительные ресурсы и средства управления ими концентрируются в одном месте - на мощном вычислительном комплексе. Доступ к ним осуществляется через Интернет, что позволяет построить распределенную среду для проектирования, высокопроизводительных научно-технических вычислений и обработки данных. При этом все прикладные программы, расположенные на облачной платформе, имеют собственный Web-интерфейс, и пользователи взаимодействуют с ними непосредственно из браузера как с Web-сервисами.

Внедрение облачной технологии позволит решить две важнейшие задачи - снизить затраты и сократить сроки внедрения систем проектирования и научно-технических расчетов. Нет необходимости приобретать лицензию на ПО, имеющую высокую стоимость. Автоматически отпадает необходимость содержания мощного по производительности компьютерного парка на предприятии. Поскольку доступ к системе осуществляется посредством сети Internet, достаточно иметь внутри организации стабильный и надежный канал передачи данных. Сокращение затрат на лицензирование операционных систем, за счет возможности перехода на свободное (бесплатное) программное обеспечение.

Компания АСКОН совместно с компанией Cloud IT создали «облачный» КОМПАС-3D. Такая система при работе занимает малое количество оперативной памяти (29 Мбайт) и в ней можно работать даже на маломощных нетбуках. Система КОМПАС-3D в «облачном» варианте выглядит и работает абсолютно идентично установленным на локальном компьютере. Еще одно преимущество «облачной» системы -мобильность. Где бы вы ни находились, если необходимо получить доступ к CAD-данным, просто нужно зайти в свой личный кабинет на сайте. Больше нет привязки к офису и конкретному высокопроизводительному стационарному компьютеру, больше не нужны флэш-накопители. Можно работать над проектами как с любого мобильного устройства, так и с любого устройства, оказавшегося под рукой. Всё, что для этого нужно, — это доступ в Глобальную сеть.

Технологии не стоят на месте, постоянно развиваются и совершенствуются, и в связи с этим, работодатели хотят видеть инженеров, проектирующих сложные технические изделия в короткие сроки на мобильных устройствах. С развитием систем автоматизированного проектирования и внедрения их в образовательный процесс у будущих инженеров появляются новые возможности. Для успешного выполнения дипломного и курсового проектирования в АГНИ освоили технологии проектирования в системе КОМПАС-3D и в настоящее время активно используют ее для создания 3D-моделей изделий и выпуска конструкторской документации.

В ближайшем будущем планируется полностью перейти на современные технологии электронного проектирования.

ЛИТЕРАТУРА

1. САПР технологических процессов: учебник для студ. высш. учеб. заведений А.И. Кондаков.- М.: издательский центр «Академия», 2010.272 с.

2. Девжеева Т. Г., Калинкин А. К. Актуальность применения информационных технологий в машиностроении (статья). Международный научно-исследовательский журнал - Екатеринбург: МНИЖ, 2014- 3 п.л.

3. АСКОН [Офиц. сайт]. http:ascon.ru (дата обращения 11.02.15) УДК 622.24.053.

ПРИМЕНЕНИЕ АКУСТИЧЕСКОГО ПОЛЯ ПРИ СВИНЧИВАНИИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ SCREWING NASOSNOKOMPRESSOR TUBING OF THE ACOUSTIC FIELD

Н.И. Миндиярова - к.т.н., доцент кафедры «Прикладная механика» Альметьевский государственный нефтяной институт

Х.С. Миндияров - ст. преподаватель кафедры «Электроэнергетика» Альметьевский государственный нефтяной институт

N. I. Mindiyarova - PhD in Engineering, in Applied Mechanics, Almetyevsk State Oil Institute

H.S. Mindiyarov - Senior lecturer in «Electricity Department», Almetyevsk State Oil Institute

В статье приводятся результаты экспериментальных исследований воздействия акустического поля на процесс свинчивания насосно-компрессорных труб.

The article presents the experimental study of the effects of acoustic field on the process of screwing tubing

Ключевые слова: акустическое поле, резьба, свинчивание-развинчивание.

Keywords: acoustic field , carving, screwing and unscrewing

Содержание трубного парка при скважиной добыче нефти требует значительных средств на проведение оперативной диагностики и восстановительного ремонта резьбовых соединений, закупку новых труб для строящихся скважин и для восполнения выбывших из строя. Контроль параметров резьбы насосно-компрессорных труб очень важен как на этапе производства, так и при их дальнейшей эксплуатации.

Прочное соединение труб обеспечивается значительными силами трения в резьбовом соединении [1]. Эти силы трения при свинчивании-развинчивании труб приводят к образованию задиров, повышенному износу резьбового соединения и необходимости приложения значительных моментов. Возможности по уменьшению трения за счет смазки ограничены и приводят к увеличению риска самопроизвольного отворачивания колонны. Желательно уменьшить трение только во время процесса свинчивания-развинчивания [2].

Возможно применять кратковременное «снятие» сил трения при приложении к трубной колонне ударной нагрузки, в результате которой в колонне возбуждаются колебания, способствующие уменьшению сил трения. Но такое возбуждение колебаний приводит к риску повреждения труб. Наиболее оптимальным и щадящим представляется непрерывный ввод акустических колебаний на время развинчивания в резьбовое соединение. Поэтому необходимы регулярные управляемые источники колебаний - генераторы. Для увеличения эффективности волнового воздействия на силы трения, необходимо, чтобы длина волны возбуждаемых колебаний была сопоставима с шагом резьбы, что и обуславливает использование ультразвуковых источников колебаний [3].

Для оценки эксплуатационного ресурса резьбовых соединений элементов колонны насосно-компрессорных труб был проведен эксперимент.

При свинчивании резьбового соединения определялась степень износа по изменению угла завинчивания. Для дополнительного контроля износа измерялась величина условной посадки, то есть, расстояние от торца муфты до риски на теле трубы

При выполнении свинчивания без применения ультразвука после пятого-шестого цикла свинчивания-развинчивания угол завинчивания начал резко изменять свое значение, что характерно для процесса образования задиров на рабочей поверхности витков резьбы. До появления задиров посадка также изменялась плавно. После пятого-шестого цикла «посадка» также стала изменяться скачкообразно

Большие потери на трение при свинчивании-развинчивании оказывают существенное влияние на долговечность резьбовых соединений.

Во время проведения эксперимента, в процессе свинчивания резьбового соединения. было применено акустическое поле для уменьшения трения.

Изменение угла завинчивания происходило плавно, без резких скачков, из этого можно сделать вывод, что резьба работает нормально. После 11-го цикла угол завинчивания начал скакать.

Резьбовое соединение выдержало больше циклов свинчивания, так как притупление вершин витков происходило медленнее, «посадка» увеличивалась сравнительно плавно.

ЛИТЕРАТУРА

1. Миндиярова Н.И. Вопросы эксплуатации резьбовых соединений Материалы научной сессии ученых по итогам 2005 года. - Альметьевск: АГНИ, 2006. - С.177-178.

2. Галеев А.С., Миндиярова Н.И. Применение ультразвука для уменьшения трения при свинчивании - развинчивании НКТ Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. - Т.4. -2008. - С. 86-87.

3. Галеев А.С., Миндиярова Н.И., Сулейманов Р.Н. Применение ультразвукового поля для повышения ресурса резьбового соединения НКТ НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - №1. - М.: ВНИИОЭНГ, 2009. - С. 31-35.

ОРГАНИЗАЦИИ УЧАСТНИКИ

Альметьевский государственный нефтяной институт Научно-образовательный центр

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин Кафедра геологии Кафедра физики

Кафедра технологии нефтегазового машиностроения Кафедра прикладной химии Кафедра прикладной механики Кафедра транспорта и хранения нефти и газа Кафедра электроэнергетики Кафедра промышленной теплоэнергетики Кафедра гуманитарного образования и социологии ТатНИПИнефть НГДУ «(Альметьевнефть» ТГРУ ОАО «(Татнефть», г. Казань НГДУ «(Бавлынефть» ООО «НТЦ Татнефть» ООО « Институт технологий» Министерство промышленности и торговли РТ Национальный минерально-сырьевой университет «(Горный» Казанский (Приволжский) федеральный университет Ухтинский государственный технический университет Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева