Территория Нефтегаз № 9 2019

01.09.2019 10:00 Компания «ЭФО» – поставщик инновационных компонентов для производителей оборудования

01.09.2019 10:00 Технология проведения гидравлического разрыва пласта с использованием никелида титана

В статье представлен анализ причин обратного выноса проппанта из трещины в скважину при проведении гидроразрыва пласта. Рассмотрены основные технологии контроля выноса, определены последствия выноса наполнителя трещины в ствол скважины. Отмечено, что обратный вынос проппанта наиболее губителен для скважин, эксплуатируемых с помощью установок электроцентробежных насосов. Исследованы существующие способы проведения гидроразрыва пласта, указаны их недостатки. Представлен новый способ проведения гидроразрыва пласта с закачкой спрессованных пружин, восстанавливающих форму под воздействием пластовой температуры. Пружины изготовлены из никелида титана (нитинола) – интерметаллида, обладающего эффектом памяти и представляющего собой соединение титана и никеля в процентном соотношении 45 % (титан) к 55 % (никель) и с равным количеством атомов каждого вещества. В рамках применения разработанного способа проведения гидроразрыва пласта на первом этапе удаленный участок трещины заполняют мелкой фракцией керамического проппанта, а на завершающей стадии крепления трещины осуществляют подачу спрессованных пружин из никелида титана. Закачка материала с памятью формы дает возможность уплотнить проппантную набивку и запереть проппант в трещине гидроразрыва пласта, обеспечив, помимо достижения основной цели, увеличение срока эксплуатации установок скважинных электроцентробежных насосов.

Ключевые слова: гидроразрыв пласта, обратный вынос, трещина, дебит, скважина, проппант, пробка.

Авторы:

УДК 622.276.66
А.В. Верисокин, e-mail: verisokin.aleksandr@mail.ru; Институт нефти и газа Федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования «Северо-Кавказский федеральный университет» (Ставрополь, Россия).
Д.Ю. Сериков, e-mail: serrico@rambler.ru Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).

Литература:

Верисокин А.Е., Зиновьева Л.М., Граб А.Н., Сериков Д.Ю. Механизм деформационных процессов, возникающих при поведении гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2018. № 10. С. 50–53.

Верисокин А.Е., Марьевский А.Д., Граб А.Н., Сериков Д.Ю. Влияние деформаций породы, возникающих при поведении гидроразрыва пласта,
на прочность коллектора // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2018. № 7. С. 35–38.

Верисокин А.Е., Граб А.Н., Граб Д.Н., Сериков Д.Ю. Анализ факторов, влияющих на работоспособность пакеров при проведении гидроразрыва пласта // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2017. № 7. С. 22–27.

Асланян И.Ю., Минахметова Р.Н., Трусов А.В. и др. Определение зон выноса проппанта методом спектральной шумометрии // Нефтяное хозяйство. 2018. № 5. С. 68–71.

Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. 3rd edition. Chichister: John Wiley & Sons Ltd, 2000. 856 p.

Andrews J.S., Kjorholt H. Rock Mechanical Principles Help to Predict Proppant Flowback From Hydraulic Fractures // SPE 47382. 1998. P. 381–390.

Девятов А.С. Моделирование трещин гидравлического разрыва пласта с использованием локального измельчения гидродинамической сетки
в случае полномасштабного сценария разработки месторождения // Нефтепромысловое дело. 2010. № 5. С. 32–36.

Мастепанов Н.И., Новиков А.С., Спичак В.В., Сериков Д.Ю. Новые подходы к прогнозу фильтрационно-емкостных свойств по данным электромагнитных зондирований и геофизических исследований скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2019. № 5 (329). С. 56–60.

Гильмиев Д.Р. Гидродинамическая модель фильтрации жидкости в пласте при наличии трещин гидроразрыва // Нефтяное хозяйство. 2013. № 7. С. 108–110.

Кейбал А.В., Кейбал А.А. О причинах обратного выноса проппанта в ствол скважины после гидроразрыва продуктивного пласта // Бурение
и нефть. 2009. № 11. С. 48–52.

Жуков Р.А., Верисокин А.Е. Обзор способов эксплуатации малодебитных скважин // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли Северо-Кавказского федерального округа: сб. материалов VI ежегодной научно-практической конференции Северо-Кавказского федерального университета. 2018. С. 169–173.

Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта: пат. RU 2516626 C1, МПК Е21В 43/267 / А.В. Насыбуллин, В.Г. Салимов, О.В. Салимов; патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина; № 2013104586/03; заявл. 04.02.2013; опубл. 20.05 2014, Бюл. № 27. 12 с.

Стержневые расклинивающие агенты и добавки, препятствующие притоку в ствол скважины, способы их получения и способы использования: пат. RU 2381253 C1; МПК Е21В 43/267 / Ж.А. Алари, Т. Париа; патентообладатель «Имерис»; № 2008119812/03; заявл. 30.08.2007; опубл. 10.02.2010; Бюл. № 4. 27 c.

Акимов О.В., Гусаков В.Н., Мальцев В.В., Худяков Д.Л. Потенциал технологий закрепления проппанта для повышения эффективности гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2008. №. 11. С. 31–33.

Демичев С.С., Отрадных О.Г., Демичев С.С. и др. Экспериментальные исследования по закреплению проппанта в трещинах ГРП // Бурение и нефть. 2008. № 12. С. 23–25.

Уменьшение выноса материалов при обработке буровых скважин: патент RU 2489569 C2, МПК Е21В 43/267, C09K 8/80 / Р. Ридайджер, М.Дж. Арон, Д. Райт; патентообладатель: «Джорджия-Пэсифик Кемикалз, ЭлЭлСи»; № 2009146379/03; заявл. 08.05.2008, опубл. 10.08.2013; Бюл. № 17. 16 с.

Доставка зернистого материала под землю: патент RU 2524086 C1, МПК C09K 8/80, Е21В 43/22, Е21В 43/267 / Хьюз Т., Барматов Е., Геддес Д. и др.; патентообладатель: «Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.»; № 2013112858/03; заявл. 27.06.2011; опубл. 27.07.2014; Бюл. № 21. 25 с.

Способ гидравлического разрыва пласта: патент RU 2566357 C1, МПК Е21В 43/26, C09K 8/62 / Ибатулин Р.Р., Мусабиров М.Х., Салимов О.В. и др.; патентообладатель: ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина; № 2014131827/03; заявл. 31.07.2014; опубл. 27.10.2015. Бюл. № 30. 10 с.

Верисокин А.Е. Методика испытаний проппантов для гидравлического разрыва пласта // Наука и техника в газовой промышленности. 2018.
№ 2 (74). С. 62–69.

01.09.2019 10:00 Оптимизация режимов работы оборудования систем электрохимической защиты в зависимости от внешних факторов и с учетом текущего состояния газопровода

Определение оптимальных значений режимов работы станций катодной защиты на протяженных и площадных объектах является необходимой задачей, решение которой позволяет поддерживать нормируемые значения защитных и поляризационных потенциалов в регламентируемых пределах. В статье рассмотрены подходы по нахождению оптимальных режимов работы станций катодной защиты в зависимости от эксплуатационных условий, а также с учетом текущего технического состояния оборудования и материалов системы противокоррозионной защиты в условиях ограничения финансирования на капитальный ремонт. Отмечено, что на сегодняшний день существующие подходы к решению задачи оптимального регулирования не учитывают влияния внешних факторов на участках газопровода, а также текущего технического состояния элементов системы противокоррозионной защиты. В рамках исследования, результаты которого представлены в статье, на основании статистических данных, полученных с помощью внедренной подсистемы дистанционного коррозионного мониторинга, были вычислены коэффициенты системы уравнений, описывающих зависимость уровня защитных потенциалов на объектах от влияния станций катодной защиты, установлены ограничения математической модели в зависимости от коррозионно-опасных факторов и режимов работы станций. На основании полученных коэффициентов и ограничений были определены оптимальные режимы работы станций катодной защиты, а также спрогнозирован остаточный ресурс элементов системы противокоррозионной защиты. Разработанный алгоритм решения задачи оптимального регулирования выходными параметрами станций катодной защиты позволяет с помощью перераспределения нагрузки между станциями продлить ресурс как одного из элементов системы противокоррозионной защиты, так и системы в целом. Срок продления ресурса определяется исходя из перспективных планов по проведению капитального ремонта оборудования и материалов противокоррозионной защиты.

Ключевые слова: магистральный газопровод, электрохимическая защита от коррозии, оптимальное регулирование, прогнозирование остаточного ресурса, перераспределение нагрузки.

Авторы:

УДК 620.197.5:620.191.4
К.А. Борнуковская, e-mail: kbornukovskaya@gazpromproject.ru; ООО «Газпром проектирование» (Нижегородский филиал) (Нижний Новгород, Россия).
Е.Л. Карнавский, e-mail: ekarnavsky@ggc.nnov.ru; АО «Гипрогазцентр» (Нижний Новгород, Россия).
С.А. Никулин, e-mail: s.nikulin@ggc.nnov.ru; АО «Гипрогазцентр» (Нижний Новгород, Россия).
Д.С. Мартыненко, e-mail: d.s.martynenko@gtm.gazprom.ru ООО «Газпром трансгаз Москва» (Москва, Россия).

Литература:

Карнавский Е.Л., Баранов В.Г., Никулин С.А., Милов В.Р. Интеллектуализация процедур управления системой защиты от коррозии // Нейрокомпьютеры: разработка, применение. 2014. № 11. С. 73–79.Карнавский Е.Л., Никулин С.А. Определение остаточного ресурса анодного заземления как элемента системы электрохимической защиты от коррозии // Газовая промышленность. 2018. № 11 (777). С. 50–56.

Карнавский Е.Л., Никулин С.А. Определение остаточного ресурса анодного заземления как элемента системы электрохимической защиты от коррозии // Газовая промышленность. 2018. № 11 (777). С. 50–56.

Никулин С.А., Карнавский Е.Л. Оптимизация режимов установок электрохимической защиты // Системы управления и информационные технологии. 2014. № 3 (57). С. 64–68.

ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200001879 (дата обращения: 16.09.2019).

Ссылка для цитирования: Борнуковская К.А., Карнавский Е.Л., Никулин С.А., Мартыненко Д.С. Оптимизация режимов работы оборудования систем электрохимической защиты в зависимости от внешних факторов и с учетом текущего состояния газопровода // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 9. C. 26–36.

01.09.2019 10:00 Перспективы развития вихревых газосепараторов c точки зрения энергоэффективности

В статье представлены результаты анализа конструкции и характеристик газосепараторов, применяющихся в качестве предвключенных устройств в составе установок электроцентробежных насосов для защиты установок от газа, с точки зрения соответствия отраслевым требованиям. Отмечено, что газосепараторы 1‑го поколения (газосепараторы Ляпкова) обладают низкой сепарационной эффективностью и подвержены абразивному износу. Кроме того, потребляемая мощность этих газосепараторов в 2–3 раза превышает требуемую, достигая 1,4 кВт. Газосепараторы 2‑го поколения (абразивостойкие) имеют улучшенную сепарационную характеристику и более высокую стойкость к воздействию механических примесей в сравнении с газосепараторами 1‑го поколения, однако не соответствуют отраслевым требованиям по потребляемой мощности и эффективности сепарации. Газосепараторы 3‑го поколения (вихревые) превосходят газосепараторы предшествующих поколений с точки зрения сепарационной характеристики и абразивной стойкости, потребляя при этом меньше электроэнергии. Наличие вихревой камеры в составе газосепараторов 3‑го поколения позволяет разрабатывать устройства, рассчитанные как на малые, так и на большие подачи. Кроме того, вихревой газосепаратор может работать со всеми насосами в одном габарите. Таким образом, установлено, что газосепараторы 3‑го поколения удовлетворяют рассмотренным отраслевым требованиям. В целях повышения качества оценки энергоэффективности газосепараторов авторами статьи разработан критерий энергоэффективности по аналогии с классами энергоэффективности для лопастных насосов и погружных электродвигателей. Данный критерий учитывает не только отношение потребляемой мощности к максимальному объему, но и отношение частоты вращения при эксплуатации к базовой частоте вращения. Использование предложенного критерия позволяет определить, к какому классу энергоэффективности относится устройство. В частности, установлено, что вихревые газосепараторы относятся к классу энергоэффективности e3.

Ключевые слова: вихревой газосепаратор, потребляемая мощность, абразивостойкость, сепарационная характеристика, энергоэффективность.

Авторы:

УДК 62-93:622.276.53
А.Н. Мусинский, e-mail: Artem.Musinskii@novometgroup.com; Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет» (Пермь, Россия); АО «Новомет-Пермь» (Пермь, Россия).
В.Г. Островский, e-mail: Victor.Ostrovskii@novometgroup.com; Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет» (Пермь, Россия); АО «Новомет-Пермь» (Пермь, Россия).
С.Н. Пещеренко, e-mail: Sergei.Pesherenko@novometgroup.com; Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет» (Пермь, Россия); АО «Новомет-Пермь» (Пермь, Россия).

Литература:

Ануфриев С.Н., Каплан А.Л. Погорелов С.В. Опыт эксплуатации УЭЦН в условиях повышенного содержания мехпримесей // Инженерная практика. 2011. № 2 [Электронный источник]. Режим доступа: https://glavteh.ru/опыт-эксплуатации-уэцн-в-осложненных/ (дата обращения: 25.09.2019).
Боловин Е.В., Глазырин А.С. Метод идентификации параметров погружных асинхронных электродвигателей установок электроприводных центробежных насосов для добычи нефти // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2017. Т. 328. № 1. С. 123–131.
Букреев В.Г., Сипайлова Н.Ю., Сипайлов В.А. Стратегия управления электротехническим комплексом механизированной добычи нефти на основе экономического критерия // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2017. Т. 328. № 3. С. 75–84.
Gulich J.F. Centrifugal Pumps. 2nd edition. Berlin – Heidelberg: Springer-Verlag, 2010. 964 p.
Marquez R. Modeling Downhole Natural Separation. A thesis for a Doctor of Philosophy degree in the Petroleum Engineering. Tulsa: The University of Tulsa, 2004.
Cirilo R. Air-Water Flow through Electric Submersible Pumps. Master of Science thesis. Tulsa: The University of Tulsa, 1998.
Деньгаев А.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей: дис. … канд. техн. наук. М., 2005. 168 с.
Островский В.Г., Перельман М.О., Пещеренко С.Н. Механизм гидроабразивного разрушения погружных газосепараторов // Нефтяное хозяйство. 2013. № 5. С. 100–102.
Мусинский А.Н., Перельман М.О., Пещеренко С.Н. и др. Исследование характеристик абразивостойких газосепараторов в промысловых и стендовых условиях // Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 3 (56). С. 56–59.
Деньгаев А.В., Дроздов А.Н., Вербицкий В.С. Исследование причин полетов газосепараторов в составе УЭЦН // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2005. № 11. С. 50–53.
Деньгаев А.В., Дроздов А.Н., Вербицкий В.С. и др. Анализ работы центробежных газосепараторов в ОАО «Юганск-нефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2006. № 2. С. 86–88.
Мусинский А.Н. Сепарационная характеристика современных центробежных погружных газосепараторов // Актуальные проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуатации горношахтного и нефтепромыслового оборудования. 2018. Т. 1. С. 282–287.
Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В. и др. Вопросы энергоэффективности установок электроприводных центробежных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 4. С. 25–30.
Ляпков П.Д. Опыт создания газосепаратора для погружного центробежного насоса // Труды ВНИИ. 1959. Вып. 22. С. 39–58.
Dunbar C.E. Determination of Proper Type of Gas Separator. Presented at the Microcomputer Applications in Artificial Lift Workshop, SPE Los Angeles Basin Section. Los Angeles, 1989.
Халиков Р.С. Математическое моделирование работы установок электроцентробежных насосов в добывающей скважине с высоким газовым фактором на основе данных промысловых исследований // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 3. С. 54–62.
Wilson B.L. Gas Separation: a New Generation, a New Twist. 2005 ESP Workshop. Texas, 2005.
Высокооборотные лопаточные насосы / Под ред. Б.В. Овсянникова, В.Ф. Чебаевского. М.: Машиностроение, 1975. 336 с.
Абразивостойкий центробежный газосепаратор: пат. RU 2379500 С2; МПК E21B 43/38 / С.Н. Пещеренко, М.П. Пещеренко, А.И. Рабинович и др.; патентообладатель ЗАО «Новомет-Пермь»; № 2008108374/03; заявл. 03.03.2008; опубл. 10.09.2009; Бюл. № 2. 7 с.
Вихревой газосепаратор: пат. RU 2660972 C1; МПК E21B 43/38 / А.Н. Мусинский, М.П. Пещеренко, С.Н. Пещеренко; патентообладатель – АО «Новомет-Пермь»; № 2017133195; заявл. 22.09.2017; опубл. 11.07.2018. Бюл. № 20. 6 с.
Вихревой газосепаратор: пат. RU 161892 U1; МПК E21B 43/38 / Мусинский А.Н., Пещеренко М.П., Пещеренко С.Н.; патентообладатель АО «Новомет-Пермь»; № 2015100464/03; заявл. 12.01.2015; опубл. 10.05.2016; Бюл. № 13. 7 с.
ГОСТ Р 56624-2015. Энергетическая эффективность. Погружные лопастные насосы и электродвигатели для добычи нефти. Классы энергоэффективности [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200126001 (дата обращения: 25.09.2019).
Директива Европейского Парламента и Совета Европейского Союза 2010/30/ЕС от 19.05.2010 относительно указания в маркировке продукции, связанной с энергопотреблением, информации о потреблении энергии и других ресурсов (в новой редакции) [Электронный источник]. Режим доступа: https://gisee.ru/law/international/47522/ (дата обращения: 25.09.2019).

Ссылка для цитирования: Мусинский А.Н., Островский В.Г., Пещеренко С.Н. Перспективы развития вихревых газосепараторов c точки зрения энергоэффективности // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 9. C. 38–49

01.09.2019 10:00 Оценка эффективности технологии закачки газа в низкопроницаемые многопластовые объекты

В статье представлены результаты оценки эффективности закачки газов для разработки терригенных отложений тюменской свиты многопластового эксплуатационного объекта. Оценка проводилась по величине коэффициента извлечения нефти, полученного в результате расчетов 3D-гидродинамической композиционной модели. Установлено, что наиболее технологически эффективным рабочим агентом в исследуемых условиях является обратная закачка попутно добываемого газа. Проанализированы причины неэффективности разработки низкопроницаемых коллекторов с применением таких традиционных методов интенсификации добычи нефти, как многостадийный гидроразрыв пласта. Отмечено, что более эффективным рабочим агентом для коллекторов с проницаемостью менее 0,005 мкм2 может быть газ различного состава. Подчеркивается, что выбор рабочего агента для закачки в пласт должен осуществляться с учетом критериев применимости, позволяющих оценить возможность реализации метода в конкретных геолого-физических условиях. Установлено, что на эффективность закачки газа в многопластовом эксплуатационном объекте влияет не только характер вытеснения, но и соотношение объемов газа, степень поддержания давления в каждом пласте, а также режимы эксплуатации скважин. Результатом проведенных исследований является ранжирование методов воздействия на пласты низкопроницаемого коллектора по эффективности. Результаты, полученные в рамках исследования, могут быть применены в ходе разработки аналогов ачимовской толщи, фроловской и тюменской свит, локализующихся в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Ключевые слова: разработка нефтяных месторождений, эксплуатационный объект, низкопроницаемый коллектор, заводнение, закачка газа, коэффициент извлечения нефти.

Авторы:

УДК 622.276.[41+42]
Л.Н. Назарова, e-mail: Nazarova-ln@irmu.ru; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
С.Н. Карпов, e-mail: Karpov-sn@irmu.ru, Малое инновационное предприятие «Институт разработки месторождений углеводородов» (Москва, Россия).

Литература:

Главнов Н.Г., Вершинина М.В., Пенигин А.В. и др. Закачка жирного газа с целью увеличения нефтеотдачи // PROнефть. Профессионально о нефти. 2019. № 2 (12). С. 25–29.
Шарафутдинов Р.Ф., Грачев С.И., Нестеренко А.Н. и др. Результаты лабораторно-экспериментальных исследований по физическому моделированию вытеснения нефти различными агентами // Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 3 (56). С. 28–33.
Красноборов С.В., Бяков А.В. Оценка выбора агента закачки при разработке ачимовских отложений Западной Сибири с трудноизвлекаемыми запасами нефти и аномально высоким пластовым давлением // Бурение и нефть. 2014. № 9. С. 44–46.
Чусовитин А.А., Гнилицкий Р.А., Смирнов Д.С. и др. Эволюция проектных решений по разработке отложений тюменской свиты на примере месторождений Красноленинского свода // Нефтяное хозяйство. 2016. № 6. С. 54–58.
Мищенко И.Т., Назарова Л.Н. Обоснование граничных значений конечного коэффициента нефти для терригенных пластов, разрабатываемых с применением заводнения // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. 2015. № 3 (280). С. 49–55.
Минич А.А., Тимиргалин А.А., Буторина М.Г. и др. Технологии как ключ к освоению запасов ачимовской толщи // Нефтяное хозяйство. 2018. № 12. С. 30–33.
Петраков А.М., Егоров Ю.А., Ненартович Т.Л. Системно-методические аспекты физического моделирования газового и водогазового воздействия на нефтяной пласт // Нефтяное хозяйство. 2018. № 9. С. 68–74.
Гарифуллин Р.И., Verscheure M., Карпов С.Н. и др. Новые возможности в области моделирования МГРП в горизонтальных скважинах // Недропользование XXI век. 2015. № 4 (54). С. 48–53.

Ссылка для цитирования: Назарова Л.Н., Карпов С.Н. Оценка эффективности технологии закачки газа в низкопроницаемые многопластовые объекты // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 9. C. 58–63.

01.09.2019 10:00 Результаты исследования реологических свойств высоковязкой нефти Вишнево-Полянского месторождения

В статье представлены результаты исследования реологических свойств нефти Вишнево-Полянского месторождения (Республика Татарстан). Объектом исследования является пилотный участок месторождения. Месторождение приурочено к восточному бортовому склону Мелекесской депрессии и введено в разработку в 1988 г. Нефть месторождения, по данным анализа пластовых и поверхностных проб, относится к тяжелым, высокосернистым, парафинистым и высоковязким. Исследования реологических свойств проб нефти Вишнево-Полянского месторождения проводились при температуре 20–60 °C и изменении градиента скорости от 0 до 300 с–1. По результатам исследований были построены реологические кривые зависимости вязкости нефти от температуры и градиента скорости, представленные в данной статье. Сделан вывод, что по реологическим характеристикам нефть Вишнево-Полянского месторождения представляет собой типичную неньютоновскую жидкость. В целях выявления взаимосвязей реологических свойств со строением структурных образований исследуемой высоковязкой нефти было проведено исследование прочности ассоциатов нефтяных систем при изменении температурных условий. Для этого была определена энергия активации, характеризующая интенсивность межмолекулярного взаимодействия в нефтяной системе в соответствии с законом Аррениуса – Френкеля – Эйринга. В результате проведенного анализа было установлено, что структурные образования нефти Вишнево-Полянского месторождения можно охарактеризовать как устойчивые к внешнему сдвиговому и термическому воздействию. Выявленные характеристики нефти являются факторами, осложняющими разработку Вишнево-Полянского месторождения, и обусловливают необходимость применения специальных технологий для извлечения запасов.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, реологическое исследование, неоднородность, энергия активации вязкого течения.

Авторы:

УДК 622.276.6+532.135
И.А. Гуськова, e-mail: guskovaagni1@rambler.ru; Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Альметьевский государственный нефтяной институт» (Альметьевск, Россия).
И.И. Маннанов, e-mail: ildarmannanov@mail.ru; Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Альметьевский государственный нефтяной институт» (Альметьевск, Россия).
Л.Р. Шайхразиева, e-mail: layissan@mail.ru; Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Альметьевский государственный нефтяной институт» (Альметьевск, Россия).
В.Д. Зимин, e-mail: zimin9404@mail.ru; Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Альметьевский государственный нефтяной институт» (Альметьевск, Россия).

Литература:

Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Хисамов Р.С. и др. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений: монография: в 2-х т. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. Т. 1. 524 с.
Халикова Д.А., Дияров И.Н. Метод факторного анализа в исследовании нефтяных дисперсных систем // Физико-химический анализ свойств многокомпонентных систем. 2008. № 6. С. 27–32.
Никитин М.Н., Гладков П.Д., Колонских А.В. и др. Изучение реологических свойств тяжелой высоковязкой нефти Ярегского месторождения // Записки Горного института. 2012. Т. 195. С. 73–77.
Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: Недра, 1977. 228 с.
Тухватуллина А.З., Юсупова Т.Н., Шайхутдинов А.А., Гусев Ю.А. Влияние кристаллизации высокомолекулярных парафинов на реологические и диэлектрические свойства нефти // Вестник Казанского технологического университета. 2010. № 9. С. 560–567.

Ссылка для цитирования: Гуськова И.А., Маннанов И.И., Шайхразиева Л.Р., Зимин В.Д. Результаты исследования реологических свойств высоковязкой нефти Вишнево-Полянского месторождения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 9. C. 50–56

01.09.2019 10:00 Водородная энергетика, машинное зрение, MEMS-технологии – основные темы международной конференции партнеров «Вымпел»

01.09.2019 10:00 Ремонт и маркировка труб: решения от «ЮНИТ МАРК ПРО»

01.09.2019 10:00 Распределение компонентного состава газа по трубопроводам газотранспортной системы

В статье рассмотрена разработанная авторами методика, позволяющая рассчитывать распределение компонентного состава природного газа при течении по газотранспортным системам произвольной конфигурации. Проанализированы многокомпонентные течения флюидов в трубопроводных системах на примере природного газа, представляющего собой смесь метана и этана. Задача определения компонентного состава флюида в каждом направлении перекачки в агрегированной схеме газотранспортной системы решена путем расчета, исходными данными для которого служат измеренные значения концентрации этана по всем замерным пунктам системы. Построена математическая модель, в которой результаты измерений считаются случайными величинами, обусловленными наличием приборных ошибок. В модели учтены уравнения сохранения массы для каждой компоненты флюида, а также обусловленные физическими законами ограничения для концентраций компонент по газопроводам, исходящим из каждого стыкового узла агрегированной схемы газотранспортной сети. Модель использует известный метод математической статистики – метод максимального правдоподобия, позволяющий свести проблему к решению задачи квадратичного программирования с ограничениями в виде равенств и неравенств с помощью стандартных пакетов прикладных программ. Приведен пример расчета, демонстрирующий возможности модели, в частности показавший, что может дать учет всей совокупности взаимосвязанных замеров для оценки покомпонентного распределения флюида по трубопроводам. Данная информация позволяет находить обоснованные решения разнохарактерных технологических проблем, к примеру сопоставить возможности маневрирования потоками в Единой системе газоснабжения и найти рациональный вариант размещения производств по извлечению из природного газа гомологов метана.

Ключевые слова: вероятностная модель, газоперерабатывающий завод, газотранспортная система, метод максимального правдоподобия, многокомпонентный поток.

Авторы:

УДК 622.691.4
М.Г. Сухарев, e-mail: M. Sukharev@econom.gazprom.ru; ООО «НИИгазэкономика» (Москва, Россия).
А.С. Казак, e-mail: A. Kazak@econom.gazprom.ru; ООО «НИИгазэкономика» (Москва, Россия).
E.B. Фомина, e-mail: E. Fomina@econom.gazprom.ru; ООО «НИИгазэкономика» (Москва, Россия).

Литература:

Постановление Правительства РФ от 28.05.2007 № 333 «О совершенствовании государственного регулирования цен на газ» [Электронный источник]. Режим доступа: https://base.garant.ru / 12153865 / (дата обращения: 09.09.2019).
Приказ Федеральной службы по тарифам от 09.07.2014 № 1142‑э «Об утверждении Положения об определении формулы цены газа» (с изменениями и дополнениями) [Электронный источник]. Режим доступа: https://base.garant.ru / 70701754 / (дата обращения: 09.09.2019).
ГОСТ Р 53763–2009. Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru / document / 1200077766 (дата обращения 09.09.2019).
ISO 18453. Natural gas – Correlation between water content and water dew point. International Organization for Standardization, 2004. 23 p.
Газохимия: мы должны быть впереди там, где сейчас отстаем [Электронный источник]. Режим доступа: www.scientificrussia.ru / articles / zasedanie-prezidiuma-ran-2015‑02‑17‑materialy-i-tehnologii-pererabotki-gazovogo-syrya-problemy-perspektivy-resheniya (дата обращения 09.09.2019).
ГОСТ Р 57851.1–2017. Смесь газоконденсатная. Часть 1. Газ сепарации. Определение компонентного состава методом газовой хроматографии [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru / document / 1200157394 (дата обращения 09.09.2019).
ISO 3924:2016. Petroleum products – Determination of boiling range distribution – Gas chromatography method. International Organization for Standardization, 2016. 25 p.
Берж К. Теория графов и ее применения. М.: Иностр. лит., 1962. 320 с.
Кристофидес Н. Теория графов. Алгоритмический подход. М.: Мир, 1978. 432 с.
Сухарев М. Г., Самойлов Р.В. Анализ и управление стационарными и нестационарными режимами транспорта газа. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. 2016. 397 с.

Ссылка для цитирования: Сухарев М.Г., Казак А.С., Фомина E.B. Распределение компонентного состава газа по трубопроводам газотранспортной системы // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 9. C. 70–79.

01.09.2019 10:00 «ЭНЕРГАЗ» – проекты газоподготовки и газоснабжения выполняются по плану

01.09.2019 10:00 Маркеры качества капитального ремонта газонефтепроводов

В статье представлен детальный анализ всех этапов работ при производстве капитального ремонта, приведенных в СТО Газпром 2–2.3‑231‑2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром». Перечислены основные факторы, способствующие снижению качества ремонтных работ. Отмечена необходимость принятия комплекса мер, в числе которых качественное проведение всех этапов ремонтного цикла и жесткий регулярный контроль на всех стадиях процесса. Обоснована неэффективность и нецелесообразность полной замены труб на объектах нефтегазового комплекса через 30 лет эксплуатации, что подтверждается как российским, так и мировым опытом. К примеру, в России нагруженность трубопроводов в 1,5–2 раза ниже, чем в западных странах, где трубопроводы эксплуатируются до 100 и более лет. Подчеркнута необходимость проведения скрупулезных исследований эффективности новых защитных покрытий, выводящихся на российский рынок, во избежание серьезного ущерба, обусловленного применением покрытий сомнительного качества, поставляемых по необоснованным ценам. Сделан вывод о необходимости вовлечения в систему контроля качества проведения работ авторитетных независимых экспертных организаций. Проанализированы положения действующих нормативных документов, которые нуждаются в корректировке или замене в целях повышения качества капитального ремонта трубопроводов. По заключению автора, разработку документа следует поручить высококвалифицированным специалистам, обладающим большим опытом теоретической и практической работы. Кроме того, необходим пересмотр системы проектирования и экспертизы проектов капитального ремонта и рабочих проектов и организации работ по диагностированию и строительному контролю процесса ремонта.

Ключевые слова: капитальный ремонт, трубопровод, траншея, подготовка поверхности, изоляция, нанесение покрытия, дефектоскопия, выбраковка труб, нормативная документация, экспертиза.

Авторы:

УДК 622.691.4.[07+053]
И.И. Велиюлин, e-mail: info@eksikom.ru; ООО «ЭКСИКОМ» (Москва, Россия).

Литература:

Велиюлин И.И., Решетников А.Д., Мигунов Д.К. и др. Анализ эффективности применяемых технологий и разработка новых подходов к организации ремонта трубопроводов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2012. № 11. С. 76–81.
Васильев Г.Г., Леонович И.А. Ретроспективный анализ методологии прочностных расчетов магистральных трубопроводов // Газовая промышленность. 2019. № 7 (787). С. 78–86.

Ссылка для цитирования: Велиюлин И.И. Маркеры качества капитального ремонта газонефтепроводов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 9. C. 80–88.

01.09.2019 10:00 Компании «Контур Автоматизация» – 30 лет

Территория Нефтегаз № 9 2019

Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь

Читайте в номере:

Автоматизация

Добыча нефти и газа

Защита от коррозии

Насосы. Компрессоры

Разработка и эксплуатация месторождений

События

Специальное оборудование

Транспорт и хранение нефти и газа

Эксплуатация и ремонт трубопроводов

Юбилей

Подписывайтесь на нас