SOCAR Proceedings

SOCAR Proceedings

SOCAR Proceedings - официальное издание НИПИ «Нефтегаз» Государственной Нефтяной Компании Азербайджанской Республики – издается с 1930 года и предназначен для специалистов нефтяной и газовой промышленности, аспирантов и научных сотрудников.

Журнал включен в международные системы цитирования Web of Science (Emerging Sources Citation Index), SCOPUS и Российский Индекс Научного Цитирования (РИНЦ), в системы реферирования EI’s Compendex, Petroleum Abstracts (Tulsa), Inspec, Chemical Abstracts.

К.М. Тухтаев

АО «ИГИРНИГМ», Ташкент, Узбекистан

Геотектоническое районирование Южно-Устюртской впадины по палеозойскому комплексу и нижним горизонтам осадочного чехла


Районирование проведено на основе имеющихся геолого-геофизических данных с учетом наличия трех многоуровневых регматических систем наклонных и сдвиговых разрывных нарушений в верхней части земной коры, сформировавшихся в результате неоген-четвертичного геодинамического режима неравномерного двухстороннего горизонтального сжатия. Разработанная геотектоническая карта отображает двухэтажную  геологическую среду с относительно жестким основанием и более пластичной покрывающей толщей. Нижний этаж представляет собой совокупность изометричных и линейных неоднородных блоков, находящихся четырех  гипсометрических уровнях. Верхний этаж представляет собой сглаженные совокупности блоков, разделенные крупными разрывными нарушениями или флексурно-разрывными зонами. В качестве возможных нефтегазоперспективных объектов могут рассматриваться отдельные блоки палеозойских трещиноватых пород с перекрывающими их отложениями, которые подвержены слабому сжатию или растяжению, и расположены на путях миграции УВ из очагов нефтегазогенерации, сосредоточенных в палеозойских рифтовых системах.

Ключевые слова: геолого-геофизические данные; геотектоническое районирование; геотектоническая карта; геологическая среда; гипсометрические уровни.

Районирование проведено на основе имеющихся геолого-геофизических данных с учетом наличия трех многоуровневых регматических систем наклонных и сдвиговых разрывных нарушений в верхней части земной коры, сформировавшихся в результате неоген-четвертичного геодинамического режима неравномерного двухстороннего горизонтального сжатия. Разработанная геотектоническая карта отображает двухэтажную  геологическую среду с относительно жестким основанием и более пластичной покрывающей толщей. Нижний этаж представляет собой совокупность изометричных и линейных неоднородных блоков, находящихся четырех  гипсометрических уровнях. Верхний этаж представляет собой сглаженные совокупности блоков, разделенные крупными разрывными нарушениями или флексурно-разрывными зонами. В качестве возможных нефтегазоперспективных объектов могут рассматриваться отдельные блоки палеозойских трещиноватых пород с перекрывающими их отложениями, которые подвержены слабому сжатию или растяжению, и расположены на путях миграции УВ из очагов нефтегазогенерации, сосредоточенных в палеозойских рифтовых системах.

Ключевые слова: геолого-геофизические данные; геотектоническое районирование; геотектоническая карта; геологическая среда; гипсометрические уровни.

Литература

  1. Абидов, А.А., Долгополов, Ф.Г. (1997). Геодинамические особенности развития Устюрта в связи с его нефтегазоносностью. Материалы IV Международного геологического семинара «Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Аральского моря». Алматы: АО «KCS».
  2. Хегай, Д.Р., Юлдашева, М.Г. (2008). Особенности тектонического строения Устюртского региона по осадочному чехлу. Геология и минеральные ресурсы, 5, 22-26.
  3. Крылов, Н.А., Кучеря, М.С., Гризик, А.Я. и др. (2012). История структурной дифференциации платформенного чехла Восточного Устюрта по материалам сейсморазведки. Москва: Газпром ВНИИГАЗ.
  4. Абдуллаев, Г. С., Эйдельнант. Н. К., Богданов, А. Н., Насыров, Д. Д. (2012). О результатах геологоразведочных работ по целенаправленному поиску залежей нефти и газа в доюрском комплексе пород Устюртского региона Республики Узбекистан. Узбекский журнал нефти и газа, 3, 16-22.
  5. Абдуллаев, Г.С., Дунг, Н.Т., Дунг, Н.Тр. и др. (2014). Геологическое строение и перспективы пермских отложений Коссорского инвестиционного блока Устюртского региона Республики Узбекистан. Узбекский журнал нефти и газа, Специальный выпуск, 68-77.
  6. Абдуллаев, Г.С., Долгополов, Ф.Г., Ишназаров, Р. Н. (2012). Актуальные проблемы неоген-четвертичной геодинамики Центральной Азии. Материалы Республиканской научной конференции «Современные проблемы связи геодинамики, магматизма и оруденения». Ташкент: ИГГиГ АН РУз.
  7. Абдуллаев, Г.С., Долгополов, Ф.Г., Ишназаров, Р. Н. (2012). Регматические системы разрывных нарушений литосферы Центральной Азии. Материалы Республиканской научной конференции «Основные проблемы магматической геологии Западного Тянь-Шаня». Ташкент: НУУ.
  8. Абдуллаев, Г.С., Долгополов, Ф.Г., Бикеева, Л.Р. (2018). Неоген-четвертичная геодинамика многоуровневых регматических систем наклонных и сдвиговых разрывных нарушений литосферных блоков Центральной Азии. Сборник докладов международной научной конференции «Геофизические методы решения актуальных проблем современной сейсмологии» посвященной 150- летию Ташкетской научно-исследовательской геофизической обсерватории. Ташкент: ИС АН РУз.
  9. Тухтаев, К.М., Абдуллаев, Г.С., Долгополов, Ф.Г., Бикеева, Л.Р. (2018). Многоуровневые регматические системы наклонных и сдвиговых разрывных нарушений литосферы нефтегазоносных регионов Узбекистана. Материалы международной конференции «Науки о Земле». Ташкент: Госкомгеологии РУз, НКГУ.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20200100416

E-mail: igirnigm@ing.uz


Э. Хамехчи, М. Гасеми, М.Х. Шахсавари, М.Ш. Ардакани

Департамент разработки месторождений, Амиркабирский технологический университет, Иран

Исследование параметров, влияющих на образование отложений  асфальтенов и оптимизация процесса добычи на примере одного из месторождений Ирана


В статье авторы на основе моделей Била (Beal), Кливер-Йейтса (Cleaver-Yates) и Эскобедо-Мансури (Escobedo-Mansoori) моделируют процесс отложения асфальтенов. После запуска модели был проведен анализ чувствительности модели к таким параметрам, как гидродинамические свойства и свойства флюида. Показано, что скорость потока и вязкость жидкости оказывают обратное, а шероховатость труб и плотность жидкости - прямое влияние на скорость осаждения асфальтенов. При этом давление на устье скважины и внутренний диаметр труб не оказывают существенного влияния на скорость осаждения асфальтенов. Результаты расчетов демонстрируют, что после 1000 дней добычи нефти внутренний диаметр труб уменьшается на 0.6 дюйма. Используя алгоритм оптимизации методом роя частиц определены оптимальные условия для максимальной суммарной добычи при минимальной толщине осажденного асфальтена. Результаты оптимизации показали, что оптимальные значения диаметра НКТ и размера штуцера составляют 4.25 дюйма и 48/64 дюйма, а прогнозные значения максимальных отложений асфальтена и суммарной добычи составляют около 0.32 дюйма и 5.6х107 баррелей соответственно..

Ключевые слова: асфальтеновые осадки; асфальтеновые отложения; моделирование процесса отложений; анализ чувствительности; оптимизация.

В статье авторы на основе моделей Била (Beal), Кливер-Йейтса (Cleaver-Yates) и Эскобедо-Мансури (Escobedo-Mansoori) моделируют процесс отложения асфальтенов. После запуска модели был проведен анализ чувствительности модели к таким параметрам, как гидродинамические свойства и свойства флюида. Показано, что скорость потока и вязкость жидкости оказывают обратное, а шероховатость труб и плотность жидкости - прямое влияние на скорость осаждения асфальтенов. При этом давление на устье скважины и внутренний диаметр труб не оказывают существенного влияния на скорость осаждения асфальтенов. Результаты расчетов демонстрируют, что после 1000 дней добычи нефти внутренний диаметр труб уменьшается на 0.6 дюйма. Используя алгоритм оптимизации методом роя частиц определены оптимальные условия для максимальной суммарной добычи при минимальной толщине осажденного асфальтена. Результаты оптимизации показали, что оптимальные значения диаметра НКТ и размера штуцера составляют 4.25 дюйма и 48/64 дюйма, а прогнозные значения максимальных отложений асфальтена и суммарной добычи составляют около 0.32 дюйма и 5.6х107 баррелей соответственно..

Ключевые слова: асфальтеновые осадки; асфальтеновые отложения; моделирование процесса отложений; анализ чувствительности; оптимизация.

Литература

  1. Leontaritis, K.J. and Mansoori, G.A. (1988). Asphaltene deposition: a survey of field experiences and research approaches. Journal of Petroleum Science and Engineering, 1(3), 229-239.
  2. Acevedo, S., Ranaudo, M.A., Escobar, G., et al. (1995). Adsorption of asphaltenes and resins on organic and inorganic substrates and their correlation with precipitation problems in production well tubing. Fuel, 74(4), 595-598.
  3. Eskin, D., Mohammadzadeh, O., Akbarzadeh, K., et al. (2016). Reservoir impairment by asphaltenes: a critical review. The Canadian Journal of Chemical Engineering, 94(6), 1202-1217.
  4. Ali, M. and Alqam, M. (2000). The role of asphaltenes, resins and other solids in the stabilization of water in oil emulsions and its effects on oil production in Saudi oil fields. Fuel, 79(11), 1309-1316.
  5. Khamehchi, E., Shakiba, M., Ardakani, M.S. (2018). A novel approach to oil production optimization considering asphaltene precipitation: a case study on one of the Iranian south oil wells. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 8, 1303–1317.
  6. Leon, O., Rogel, E., Espidel, J., Torres, G. (2000). Asphaltenes: structural characterization, self-association, and stability behavior. Energy & Fuels, 14(1), 6-10.
  7. Sheu, E.Y. and Mullins, O.C. (1995). Fundamentals and Applications. Springer.
  8. Chávez-Miyauchi, T.s.E., Zamudio-Rivera, L.S., and Barba-López, V. (2013). Aromatic polyisobutylene succinimides as viscosity reducers with asphaltene dispersion capability for heavy and extra-heavy crude oils. Energy & Fuels, 27(4), 1994-2001.
  9. Almehaideb, R.A. (2004). Asphaltene precipitation and deposition in the near wellbore region: a modeling approach. Journal of Petroleum Science and Engineering, 42(2-4), 157-170.
  10. Thawer, R., Nicoll, D.C., and Dick, G. (1990). Asphaltene deposition in production facilities. SPE Production Engineering, 5(04), 475-480.
  11. Nghiem, L.X., Kohse, B.F., Farouq Ali, S.M., Doan, Q. (2000, April). Asphaltene precipitation: phase behaviour modelling and compositional simulation. SPE-59432-MS. In SPE Asia Pacific Conference on Integrated Modelling for Asset Management. Society of Petroleum Engineers.
  12. Ramirez-Jaramillo, E., Lira-Galeana, C., and Manero, O. (2006). Modeling asphaltene deposition in production pipelines. Energy & Fuels, 20(3), 1184-1196.
  13. Hematfar, V., Ghazanfari, M.H., and Bagheri, M.B. (2010, June). Modeling and optimization of asphaltene deposition in porous media using genetic algorithm technique. SPE-130455-MS. In International Oil and Gas Conference and Exhibition in China. Society of Petroleum Engineers.
  14. Hasanvand, M.Z., Montazeri, M., Salehzadeh, M., et al. (2018). A literature review of asphaltene entity, precipitation, and deposition: introducing recent models of deposition in the well column. Journal of Oil, Gas and Petrochemical Sciences, 1(3), 83-89.
  15. Anand, N. (2018). Review of asphaltene properties and precipitation modeling. The University of Texas at Austin.
  16. Siddiqui, M.A., Tariq, S.M., Haneef, J., et al. (2019, March). Asphaltene stability analysis for crude oils and their relationship with asphaltene precipitation models for a gas condensate field. SPE-194706-MS. In SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
  17. McCain, W.D., Spivey, J.P., and Lenn, C.P. (2011). Petroleum reservoir fluid property correlations. PennWell Books.
  18. Economides, M.J., Hill, A.D., Ehlig-Economides, Ch., Zhuet, D. (2013). Petroleum production systems. USA: Pearson Education Inc.
  19. Feynman, R., Leighton, R., and Sands, M. (1964). The brownian movement. The Feynman Lectures of Physics, 1, 41-1.
  20. Ting, L. and Klein, R. (1991). Viscous vortical flows. Vol. 374. Springer.
  21. Beal, S.K. (1970). Deposition of particles in turbulent flow on channel or pipe walls. Nuclear Science and Engineering, 40(1), 1-11.
  22. Cleaver, J. and Yates, B. (1975). A sub layer model for the deposition of particles from a turbulent flow. Chemical Engineering Science, 30(8), 983-992.
  23. Escobedo, J. and Mansoori, G.A. (1995, October). Asphaltene and other heavy-organic particle deposition during transfer and production operations. SPE-30672-MS. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  24. Tabatabaei-Nejad, S.A. and Khodapanah, E. (2010). Application of Chebyshev polynomials to predict phase behavior of fluids containing asphaltene and associating components using SAFT equation of state. Fuel, 89(9), 2511-2521.
  25. Kennedy, J. and Eberhart, R. (1955). Particle swarm optimizer. In IEEE International Conference on Neural Networks.
  26. Naderi, M. and Khamehchi, E. (2017). Well placement optimization using metaheuristic bat algorithm. Journal of Petroleum Science and Engineering, 150, 348-354.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20200100417

E-mail: khamehchi@aut.ac.ir


А.Ж. Абитова

«КазНИПИМунайгаз», Актау, Казахстан

Опытно-промышленные испытания технологии водогазового воздействия (ВГВ) с применением загущенной воды на месторождении «Каламкас»


Известно, что процесс вытеснения вязкой нефти можно оптимизировать закачкой загущенной воды. Например, для получения загущенной воды высокомолекулярный полиакриламид разбавляют в воде до концентрации 0.05-0.1%. Технология осуществления процесса заключается в  закачке оторочки данного состава в  объеме 20%  от порового пространства пласта, с последующим вытеснением обычной водой. При этом характер вытеснения нефти близок к поршневому и более стабилен по сравнению с заводнением. Отсутствие газовой составляющей в технологии закачки загущенной воды делает вытеснение вязкой нефти относительно менее эффективным. При этом целесообразно сочетать нагнетание ВГС с технологией загущенной воды.

Ключевые слова: водогазовое воздействие; заводнение; загущенная вода; полиакриламид; вытеснение нефти; поровый объем.

Известно, что процесс вытеснения вязкой нефти можно оптимизировать закачкой загущенной воды. Например, для получения загущенной воды высокомолекулярный полиакриламид разбавляют в воде до концентрации 0.05-0.1%. Технология осуществления процесса заключается в  закачке оторочки данного состава в  объеме 20%  от порового пространства пласта, с последующим вытеснением обычной водой. При этом характер вытеснения нефти близок к поршневому и более стабилен по сравнению с заводнением. Отсутствие газовой составляющей в технологии закачки загущенной воды делает вытеснение вязкой нефти относительно менее эффективным. При этом целесообразно сочетать нагнетание ВГС с технологией загущенной воды.

Ключевые слова: водогазовое воздействие; заводнение; загущенная вода; полиакриламид; вытеснение нефти; поровый объем.

Литература

  1. Suleimanov, B.A., Latifov, Y.A., Veliyev, E.F., & Frampton, H. (2018). Comparative analysis of the EOR mechanisms by using low salinity and low hardness alkaline water. Journal of Petroleum Science and Engineering, 162, 35-43.
  2. Suleimanov, B.A., Ismayilov, F.S., Veliyev, E.F., & Dyshin, O.A. (2016). Selection methodology for screening evaluation of EOR methods. Petroleum Science and Technology, 34(10), 961-970.
  3. Suleimanov, B.A., Ismailov, F.S., Veliyev, E.F. & Dyshin, O.A. (2016, October). Screening evaluation of EOR methods based on fuzzy logic and bayesian inference mechanisms. SPE-182044-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  4. Suleimanov, B.A. & Veliyev, E.F. (2017). Novel polymeric nanogel as diversion agent for enhanced oil recovery. Petroleum Science and Technology, 35(4), 319-326.
  5. Suleimanov, B.A., Veliyev, E.F., & Dyshin, O.A. (2015). Effect of nanoparticles on the compressive strength of polymer gels used for enhanced oil recovery (EOR). Petroleum Science and Technology, 33(10), 1133-1140.
  6. Suleimanov, B.A., Latifov, Y.A., Veliyev, E.F. (2019). Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, 1, 19-28
  7. Suleimanov, B.A. (1995). Filtration of disperse systems in a nonhomogenenous porous medium. Colloid Journal, 57(5), 704-707.
  8. Panakhov, G.M. & Suleimanov, B. A. (1995). Specific features of the flow of suspensions and oii disperse systems. Colloid Journal, 57(3), 359-636.
  9. Mullayev, B.T., Salamatov, M.G., Sisenbayev, K.Zh., et al. (1989). The method of injecting a carbonated liquid into the reservoir. RU Patent 1736226.
  10. Suleimanov, B.A., Azizov, Kh.F., & Abbasov, E.M. (1998). Specific features of the gas-liquid mixture filtration. Acta Mechanica, 130(1-2), 121-133.
  11. Stepanova, G.S., Mikhailov, D.N. (2007). Substantiation of a new technology of water-gas impact, using the effect of foaming. In: Proceeding of International Scientific Symposium «Theory and practice of application of enhanced oil recovery techniques». Moscow.
  12. Suleimanov, B.A. & Azizov, Kh.F. (1995). Specific features of the fiow of a gassed liquid in a porous body. Colloid Journal, 57(6), 818-823.
  13. Bafin, R.V. (2008). Increase of efficiency of technology of water-gas influence on a layer on Alekseevsk deposit. Oilfield Business, 2, 33-35.
  14. Refined Kalamkas development project. Report of JSC «KazSRPIoilgaz», 2008.
  15. Technological scheme of ODA for testing the technology of water and gas impact (HBV) at Kalamkas field. Report of JSC «KazSRPIoilgaz», 2011.
  16. Experimental evaluation based on comparative filtration studies on the disintegrated core material of the effectiveness of the application of water-gas impact (HBV) technology at the Kalamkas deposit. VNIIOil report under the Agreement № 61/10//180/01-013/10 from 01.07.2010. Moscow, 2010.
  17. Masket, M. (2004). The flow of homogeneous liquids in a porous medium». Moscow-Izhevsk: Institute of Computer Research.
  18. Gershtanskii, O.S., Mullayev, B.T., Kurbanbayev, M.I., et al. (2009). Method for developing an oil and gas field (productive reservoir) using water-gas impact technology. Application for the invention of the Republic of Kazakhstan №2009/1038.1.
  19. Zheltov, Yu.V., Kudinov, V.I., Malofeev, G.E. (1997). Development of complex deposits of viscous oil in carbonate reservoirs. Moscow: Oil and Gas.
  20. Ryzhik, V.M., Kislenko, B.E. (1969). Investigation of the stability of advancement of the interface between water and oil in a porous medium. Physical and geological factors in the development of oil and oil and gas condensate fields. Moscow: Nedra.
  21. Mullayev, B.T., Kurbanbayev, M.I., Dosmukhambetov, M.D., et al. (2011). Method for the development of a productive stratum of a field by the displacement of viscous oil by thickened water. A positive decision on the application for the invention of the Republic of Kazakhstan №2011/0795.1.
  22. Kurbanbayev, M. I., Abitova, A.Zh., Dosmukhambetov, M. D., et al. (2012). Method of developing a productive stratum of oil and gas field with the use of technology of water and gas impact. A positive decision on the application for the invention of the Republic of Kazakhstan №2012/0516.1.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20200100418

E-mail: abitova_a@kaznipi.kz


М.Н. Кравченко1, В.В. Кадет1, В.В. Ярыш1, Н.Н. Диева1,2, А.Н. Лищук3

1«РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина», Москва, Россия; 2«Тюменский государственный университет», Тюмень, Россия; 3ООО «Управляющая компания «Группа ГМС», Москва, Россия

Перколяционный подход к гидродинамическому моделированию заводнения с использованием активных агентов


Успех процесса разработки месторождений в большой степени обусловлен выбором технологии разработки и методики проводимых операций. Наиболее существенным в этом плане является правильная организация процесса вытеснения пластовых флюидов за счет закачки различных вытесняющих агентов. Использование добавок химических реагентов может существенным образом изменить характер вытеснения. Закачка в продуктивный пласт полимерных растворов является одним из способов повышения эффективности заводнения. Поэтому построение математических моделей процесса вытеснения с использованием химически активных агентов, позволяет оптимизировать методику вытеснения путем подбора соответствующего состава вытесняющего флюида и технологической схемы организации процесса. 

Ключевые слова: математическое моделирование; теория перколяции; химическое воздействие эффективность вытеснения; полимерное  заводнение. 

Успех процесса разработки месторождений в большой степени обусловлен выбором технологии разработки и методики проводимых операций. Наиболее существенным в этом плане является правильная организация процесса вытеснения пластовых флюидов за счет закачки различных вытесняющих агентов. Использование добавок химических реагентов может существенным образом изменить характер вытеснения. Закачка в продуктивный пласт полимерных растворов является одним из способов повышения эффективности заводнения. Поэтому построение математических моделей процесса вытеснения с использованием химически активных агентов, позволяет оптимизировать методику вытеснения путем подбора соответствующего состава вытесняющего флюида и технологической схемы организации процесса. 

Ключевые слова: математическое моделирование; теория перколяции; химическое воздействие эффективность вытеснения; полимерное  заводнение. 

Литература

  1. Маскет, М. (2004). Течение однородных жидкостей в пористой среде. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.
  2. Крылов, А.П., Глоговский, М.М., Мирчинк, М. Ф. и др. (2004). Научные основы разработки нефтяных месторождений. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.
  3. Ромм, Е.С. (1985). Структурные модели порового пространства горных пород. Ленинград: Недра.
  4. Дмитриев, Н.М. (1996). Тензор коэффициентов проницаемости в капиллярной модели Козени-Кармана. Известия РАН. Механика жидкости и газа, 4, 96-104.
  5. Dmitriev, N.M., Kravchenko, M.N., Dmitriev, M.N. (2015). Definition of the capillary number for two phase filtration flows in anisotropic porous media. Doklady Physics, 60(1), 42–45.
  6. Dmitriev, М.N., Kravchenko, M.N. (2012, September). Rapoport-leas model for two-phase flow in anisotropic porous media. In 13th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery. France, Biarritz. 
  7. Gubaidullin, A., Igoshin, D., Khromova, N. (2016). The generalization of the Kozeny approach to determining the permeability of the model porous media made of solid spherical segments. Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy, 2(2), 105-120.
  8. Selyakov V.I., Kadet V.V. (1996). Percolation models for transport in porous media. Dordrecht/Boston/ London: Kluwer Academic Publishers.
  9. Кадет, В.В. (2013). Перколяционный анализ гидродинамических и электрокинетических процессов в пористых средах: Монография. Москва: Инфра-М.
  10. Kadet, V. V., Galechyan, A. M. (2014). Percolation modeling of relative permeability hysteresis. Journal of Petroleum Science and Engineering, 119, 139-148.
  11. Тихонов, Д. В., Кравченко, М. Н., Ярыш, В. В. (2017). Численное и экспериментальное исследование эффективности использования жидкостей на полимерной основе для интенсификации добычи углеводородов /кн.: Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности. Москва: ИПНГ РАН.
  12. Gruesbeck, C., Collins, R. E. (1982). Entertainment and deposition of the fine particles in porous media. SPE Journal, 22(6), 847.
  13. Синайский, Э. Г. (1997). Гидродинамика физико-химических процессов. Москва: Недра.
  14. Бондаренко, А.В. (2017). Обоснование технологии полимерного заводнения для увеличения нефтеотдачи пластов в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва: Институт проблем нефти и газа РАН.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20200100419

E-mail: dep.ngipg@yandex.ru


Е. Т. Баспаев

ТОО Проектный институт «OPTIMUM», Актау, Казахстан

Предотвращение образования песчаных пробок в скважине применением металлов с отрицательным электродным потенциалом


В работе предложен способ предотвращения образования песчаных пробок в скважине применением металлов с отрицательным электродным потенциалом. Показано, что использование покрытия насосно-компрессорных труб пленкой металлов с низкими отрицательными электродными потенциалами ниже 0.7V позволяет предотвратить образование песчаной пробки в скважине. При этом  высота покрытия металлом с отрицательным электродным потенциалом внутренней поверхности  насосно-компрессорных труб должна быть  равна максимальной  высоте песчаной пробки на месторождении. Предложен механизм наблюдаемых эффектов на основе теории ДЛФО.

Ключевые слова: песчаная пробка; стандартный электродный потенциал металла; скважина; насосно-компрессорная труба; нефтегазодобыча.  

В работе предложен способ предотвращения образования песчаных пробок в скважине применением металлов с отрицательным электродным потенциалом. Показано, что использование покрытия насосно-компрессорных труб пленкой металлов с низкими отрицательными электродными потенциалами ниже 0.7V позволяет предотвратить образование песчаной пробки в скважине. При этом  высота покрытия металлом с отрицательным электродным потенциалом внутренней поверхности  насосно-компрессорных труб должна быть  равна максимальной  высоте песчаной пробки на месторождении. Предложен механизм наблюдаемых эффектов на основе теории ДЛФО.

Ключевые слова: песчаная пробка; стандартный электродный потенциал металла; скважина; насосно-компрессорная труба; нефтегазодобыча.  

Литература

  1. Suleimanov, B.A. & Veliyev, E.F. (2017). Novel polymeric nanogel as diversion agent for enhanced oil recovery. Petroleum Science and Technology, 35(4), 319-326.
  2. Suleimanov, B.A., Latifov, Y.A., Veliyev, E.F., & Frampton, H. (2018). Comparative analysis of the EOR mechanisms by using low salinity and low hardness alkaline water. Journal of Petroleum Science and Engineering, 162, 35-43.
  3. Suleimanov, B.A., Ismailov, F.S., Veliyev, E.F. & Dyshin, O.A. (2016, October). Screening evaluation of EOR methods based on fuzzy logic and bayesian inference mechanisms. SPE-182044-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  4. Suleimanov, B. A., Ismayilov, F. S., Veliyev, E. F., & Dyshin, O. A. (2016). Selection methodology for screening evaluation of EOR methods. Petroleum Science and Technology, 34(10), 961-970.
  5. Сулейманов, Б.А., Исмайлов, Ф.С., & Велиев, Э. Ф. (2014). О влиянии наночастиц металла на прочность полимерных гелей на основе КМЦ, применяемых при добыче нефти. Нефтяное хозяйство, 1, 86-88.
  6. Сулейманов, Б.А., Исмайлов, Ф.С., Велиев, Э.Ф., Дышин, О.А. (2013). О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче. SOCAR Proceedings, 2, 24-28.
  7. Suleimanov, B.A., & Veliyev, E.F. (2016, November). Nanogels for deep reservoir conformance control. SPE-182534-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference & Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  8. Suleimanov, B.A., Azizov, F., & Abbasov, E.M. (1998). Specific features of the gas-liquid mixture filtration. Acta Mechanica, 130(1-2), 121-133.
  9. Сулейманов, Б.А. (1995). О фильтрации дисперсных систем в неоднородной пористой среде. Коллоидный журнал, 57(5), 743-746.
  10. Сулейманов, Б.А. (2011). Промывка песчаной пробки газированными жидкостями. SOCAR Proceedings, 1, 30-36.
  11. Дерягин, Б.В. (1986). Теория устойчивости коллоидов и тонких пленок. Москва: Наука.
  12. Israelachvili, J.N. (1991). Intermolecular and surface forces. London: Academic Press.
  13. Myers, D. (1999). Surfaces, interfaces, and colloids: principles and applications. Second Edition. John Wiley & Sons, Inc.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20200100420

E-mail: ybaspayev@opm.kz


Л.Г. Гаджикеримова

НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан

Повышение эксплуатационных показателей пескопроявляющих скважин


В процессе эксплуатации скважин разрушенные частицы породы создают проблемы.  Для  предотвращения  разрущения  призабойной  зоны  скважины и  поступления песка в забой разработано намывное устройство со специальным фильтром. Устройство дает возможность создания уплотненного слоя проппанта за фильтром и  при необходимости возможность поднятия его после промывки проппанта. В штанговых глубинных насосах для предотвращения попадания крупных частиц песка в зазор между плунжером и цилиндром разработано устройство для улавливания песка. Устройство дает возможность для улавливания и сбора  крупных частиц  песка в жидкости, находящейся  в НКТ. Для предотвращения утечки жидкости через зазор  плунжер-цилиндр разработан  насос. В результате, устраняется возможность  вероятности и утечки через зазор и заклинивание пары плунжер-цилиндр.  

Ключевые слова: проппант; скважина; забой; фильтр; кроссовер; плунжер-цилиндр; насос; утечка.

В процессе эксплуатации скважин разрушенные частицы породы создают проблемы.  Для  предотвращения  разрущения  призабойной  зоны  скважины и  поступления песка в забой разработано намывное устройство со специальным фильтром. Устройство дает возможность создания уплотненного слоя проппанта за фильтром и  при необходимости возможность поднятия его после промывки проппанта. В штанговых глубинных насосах для предотвращения попадания крупных частиц песка в зазор между плунжером и цилиндром разработано устройство для улавливания песка. Устройство дает возможность для улавливания и сбора  крупных частиц  песка в жидкости, находящейся  в НКТ. Для предотвращения утечки жидкости через зазор  плунжер-цилиндр разработан  насос. В результате, устраняется возможность  вероятности и утечки через зазор и заклинивание пары плунжер-цилиндр.  

Ключевые слова: проппант; скважина; забой; фильтр; кроссовер; плунжер-цилиндр; насос; утечка.

Литература

  1. İsmayılov, F. S., Əfəndiyev, İ. Y. (2014). Quyu süzgəcləri və onların tətbiqi texnologiyası. Bakı: NQETL Institutu, SOCAR.
  2. Сулейманов, Б.А. (2011). Промывка песчаной пробки газированными жидкостями. SOCAR Proceedings, 1, 30-36.
  3. Məlik-Aslanov, L. S, Abbasov, Ç. İ. (1966). Laydan qum çıxması və quyularda tıxac əmələ gəlməsi ilə mübarizə. Bakı: Azərnəşr.
  4. Шашкин, М.А. (2010). Применяемые в ТПП «Лангепаснефтегаз» методы защиты для снижения негативного влияния механических примесей на работу ГНО. Инженерная практика, 2, 26-30.
  5. Адонин, А.Н. (1979). Добыча нефти штанговыми насосами. Москва: Недра.
  6. Багиров, М. К., Кязимов, Ш. П. (2001). Добыча нефти скважинными штанговыми насосами. Баку: Институт «Научных Исследований», SOCAR.
  7. Газаров, А.Г., Эпштейн, А.Р., Пчелинцев, Ю.В. (2002). Особенности эксплуатации установок СШН в скважинах с осложненными геолого-техническими условиями. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 11, 5-7.
  8. Захаров, Б.С. (2006). Поршневые и плунжерные насосы для добычи нефти, сборник статей и патентов. Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ».
  9. Власов, В.В., Ишмурзин, А.А. (2003). Эффективность применения стандартного штангового насоса в процессах откачки многокомпонентной жидкости. Нефтегазовое дело, 2, 1-7.
  10. Власов, В.В. (2004). Повышение работоспособности штанговых скважинных насосных установок путем компоновки колонны штанг усовершенствованными нагнетателями жидкости. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: УГНТУ.
  11. Пяльченков, Д.В. (2016). Исследование влияния параметров добывающих скважин на отказы штанговых насосных установок. Интернет-журнал «Науковедение», 8(2), 1-10.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20200100421

E-mail: lala.qadjikerimova@mail.ru


И.Р. Байков, С.В. Китаев, О.В. Смородова, А.М. Шаммазов

Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

Энергосбережение при перекачке нефти насосами с газотурбинным приводом


В статье предложен метод, позволяющий рассчитывать оптимальные режимы работы центробежных насосов с газотурбинным приводом  различной единичной мощности,  при их работе по схеме в «параллель» в магистральном транспорте нефти, из условия работы оборудования в области максимального значения КПД.

Ключевые слова: оптимизация; центробежный насос; газотурбинная установка; эффективность; коэффициент полезного действия.

В статье предложен метод, позволяющий рассчитывать оптимальные режимы работы центробежных насосов с газотурбинным приводом  различной единичной мощности,  при их работе по схеме в «параллель» в магистральном транспорте нефти, из условия работы оборудования в области максимального значения КПД.

Ключевые слова: оптимизация; центробежный насос; газотурбинная установка; эффективность; коэффициент полезного действия.

Литература

  1. Указ Президента РФ от 4 июня 2008 года №889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности Российской экономики».
  2. Федеральный закон от 23 ноября 2009 года №261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».
  3. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена Распоряжением правительства от 13 ноября 2009 года №1715-Р.
  4. СТО Газпром 2-1.20-122-2007. (2007). Методика проведения энергоаудита компрессорной станции, компрессорных цехов с газотурбинными и электроприводными ГПА. Москва: ВНИИгаз. 115.
  5. СТО Газпром 2-3.5-113-2007. (2007). Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем. Москва: ВНИИгаз.
  6. Козаченко, А.Н. (2001). Энергетика трубопроводного транспорта газов. Москва: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
  7. Поршаков, Б.П. (1992). Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. Москва: Недра.
  8. Юкин, Г.А. (2003). Диагностирование, оперативный контроль и оптимизация режимов работы ГПА. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: УГНТУ.
  9. Байков, И.Р., Китаев, С.В., Талхин, С.Р. (2007). Эксплуатация энергомеханического оборудования в современных условиях. Нефтегазовое дело, 5(1), 159-162.
  10. Волков, М.М., Михеев, А.Л., Конев, К.А. (1989). Справочник работника газовой промышленности.-2-е изд., перераб. и доп. Москва: Недра.
  11. Байков, И.Р., Китаев, С.В., Шаммазов, И.А. (2008). Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа. СанктПетербург: Недра.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20200100422

E-mail: svkitaev@mail.ru


А.В. Сальников1, Т.Ш. Салаватов2, З.Х. Ягубов1, Г.Р. Мустафаева2

1Ухтинский государственный технический университет, Ухта, Россия; 2Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Баку, Азербайджан

Экспериментальная оценка адгезионных свойств внутреннего гладкостного покрытия трубопроводов к асфальто-смоло-парафинистым отложениям нефтей Ярегского месторождения


В статье приведены результаты экспериментального исследования по оценке адгезионных свойств внутритрубного гладкостного силикатно-эмалевого и порошкового эпоксидного покрытия для определения их эффективности по предупреждению выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений из транспортируемой по нефтепроводу ППСН «Ярега» – ПСП «Ухта» нефти. Целью исследований являлось определение силы адгезии асфальтосмолопарафиновых отложений к поверхности силикатно-эмалевого и порошкового эпоксидного покрытия в зависимости от температуры образцов и сравнение результатов с полученными на образце трубы без покрытия.

Ключевые слова: адгезия; асфальтосмолопарафиновые отложения; нефтепровод; высоковязкая нефть; внутреннее гладкостное покрытие.

В статье приведены результаты экспериментального исследования по оценке адгезионных свойств внутритрубного гладкостного силикатно-эмалевого и порошкового эпоксидного покрытия для определения их эффективности по предупреждению выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений из транспортируемой по нефтепроводу ППСН «Ярега» – ПСП «Ухта» нефти. Целью исследований являлось определение силы адгезии асфальтосмолопарафиновых отложений к поверхности силикатно-эмалевого и порошкового эпоксидного покрытия в зависимости от температуры образцов и сравнение результатов с полученными на образце трубы без покрытия.

Ключевые слова: адгезия; асфальтосмолопарафиновые отложения; нефтепровод; высоковязкая нефть; внутреннее гладкостное покрытие.

Литература

  1. Тронов, В.П. (1969). Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. Москва: Недра.
  2. ГОСТ 9.403-80 (СТ СЭВ 5260-85). (2002). Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Покрытия лакокрасочные. Методы испытаний на стойкость к статическому воздействию жидкостей (с Изменением № 1). Москва: ИПК Издательство стандартов.
  3. ГОСТ 15140-78. (1979). Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии. Москва: ИПК Издательство стандартов.
  4. ISO 2409:2007. (2015). Лаки и краски. Испытание методом решетчатых надрезов. Москва: Стандартинформ.
  5. ГОСТ 51164-98. (2001). Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. Москва: Стандартинформ.
  6. Басин, В. Е. (1981). Адгезионная прочность. Москва: Химия.
  7. Гриценко, А.И., Скубин, В.К. (1995). Сборник методик выполнения испытаний (измерений) при производстве наружного антикоррозионного полиэтиленового покрытия труб. Москва: ВНИИГАЗ.
  8. Руководство по эксплуатации. (2013). Прибор измерения геометрических параметров многофункциональный Константа К5. Санкт-Петербург: ЗАО «Константа».
  9. Паспорт и инструкция по эксплуатации. (2002). Адгезиметр электронный АМЦ 2-50. Зеленоград: ЗАО «Инновационный центр новых технологий».
  10. Мирзаджанзаде, А.Х., Алиев, Н.А., Юсифзаде, Х.Б. и др. (1997). Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку: Элм.
  11. Мирзаджанзаде, А.Х. (1986). Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин. Москва: Недра.
  12. Дмитриев, Н.М., Кадет, В.В. (2016). Гидравлика и нефтегазовая гидромеханика. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20200100423

E-mail: ugtusovet@yandex.ru


Т.Б. Лейберт,  Э.А. Халикова

Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

Экономическая оценка эффективности проектных решений по установке компрессорной станции для подготовки и транспортировки попутного нефтяного газа


В статье рассмотрены методические подходы к оценке экономической эффективности проектных решений при установке компрессорной станции с учетом рисковой составляющей, учитываемой на стадии разработки проектных решений. В основе рассматриваемых методических положений лежит методика определения чистых денежных потоков и методика их дисконтирования. Также подробно раскрыты методические положения определения операционных затрат по эксплуатации компрессорных установок по вариантам проектных решений и определения чистого дисконтированного дохода. На примере одного из крупнейших нефтегазовых месторождений Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Российской Федерации представлены расчеты экономической эффективности четырех вариантов установки различных типов компрессоров с разным количеством оборудования и единичной мощностью. Также с технологической точки зрения обоснована необходимость снижения риска остановки оборудования, которая учитывалась в ставке дисконтирования. Выбор наиболее эффективного варианта проектных решений осуществлялся на основе критериев эффективности инвестиционных проектов, основанных на методике UNIDO.

Ключевые слова: эффективность; инвестиции; попутный нефтяной газ; компрессорная станция; проектные риски; чистый дисконтированный доход; технико-экономическое обоснование.

В статье рассмотрены методические подходы к оценке экономической эффективности проектных решений при установке компрессорной станции с учетом рисковой составляющей, учитываемой на стадии разработки проектных решений. В основе рассматриваемых методических положений лежит методика определения чистых денежных потоков и методика их дисконтирования. Также подробно раскрыты методические положения определения операционных затрат по эксплуатации компрессорных установок по вариантам проектных решений и определения чистого дисконтированного дохода. На примере одного из крупнейших нефтегазовых месторождений Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Российской Федерации представлены расчеты экономической эффективности четырех вариантов установки различных типов компрессоров с разным количеством оборудования и единичной мощностью. Также с технологической точки зрения обоснована необходимость снижения риска остановки оборудования, которая учитывалась в ставке дисконтирования. Выбор наиболее эффективного варианта проектных решений осуществлялся на основе критериев эффективности инвестиционных проектов, основанных на методике UNIDO.

Ключевые слова: эффективность; инвестиции; попутный нефтяной газ; компрессорная станция; проектные риски; чистый дисконтированный доход; технико-экономическое обоснование.

Литература

  1. Книжников, А. Ю., Ильин, А. М. (2017). Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России. Москва: Всемирный фонд дикой природы (WWF). https://wwf.ru/upload/iblock/84a/png_2017_web.pdf.
  2. Федеральный закон №219-ФЗ от 21.07.2014 г. «О внесении изменений в Федеральный закон «Об охране окружающей среды».
  3. Курбанкулов, С.Р., Фахрутдинов, Р.З., Ибрагимов, Р.К. и др. (2016). Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа на нефтяных промыслах. Вестник технологического университета, 19(12), 55-59.
  4. Артемкина, Л.Р. (2017). Проблемы инвестиционного планирования в нефтедобывающих компаниях. Управленческие науки, 7(4), 64-71.
  5. Ашихмин, А.А. (2010). Оценка экономической эффективности инвестиций в проектной документации на разработку месторождений ТПИ: теория и практика. Рациональное освоение недр, 2, 17–21.
  6. Меликов, Я.А. (2012). Инвестиционная оценка отсрочки процесса реализации проекта добычи нефти. SOCAR Proceedings, 4, 55–60.
  7. МCO 233. Объекты инвестиционного имущества на стадии развития. http://smao.ru/files/dok_novosti/2013/ perevod_mco.pdf.
  8. Центр международного промышленного сотрудничества ЮНИДО в Российской Федерации. www.unido.ru.
  9. Ванчухина, Л.И., Лейберт, Т.Б., Халикова, Э.А. (2016). Бизнес-планирование: от теории к практике: учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ.
  10. Лейберт, Т. Б., Халикова, Э. А. (2013). Формирование финансовой модели бизнес-проекта с использованием инструментов проектного финансирования. Аудит и финансовый анализ, 6, 123-129.
  11. Лейберт, Т.Б., Ванчухина, Л.И., Халикова, Э.А. (2016). Особенности калькуляционного учета себестоимости продукции в комплексных производствах. SOCAR Proccedings, 3, 66–71.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20200100425

E-mail: ydacha6@yandex.ru


Н.А. Еремин1,2, В.Е. Столяров2

1Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия; 2Институт проблем нефти и газа Российской Академии Наук (ИПНГ РАН), Москва, Россия

О цифровизации процессов газодобычи на поздних стадиях разработки месторождений


Статья посвящена оптимизации процессов газодобычи на основе применения цифровых технологий. Основой подхода является повышение качества управления, анализ эффективности управляющих воздействий при наличии интегрированной модели или цифрового двойника месторождения. Комплексное применение цифровых технологий и алгоритмов эффективного управления является основой оптимизации затрат, обеспечения перехода на автоматическое и/или роботизированное управление, повышения коэффициента фондоотдачи основных газовых активов. Приведенные решения особенно эффективны в регионах со сложными природно-климатическими условиями или неразвитой инфраструктурой, шельфовых и морских месторождениях. Предлагаемый комплексный подход позволяет обеспечить продление сроков рентабельной эксплуатации месторождений на стадии падающей добычи и осложненных условиях добычи.

Ключевые слова: цифровой газовый комплекс; цифровая экономика; цифровизация; интеллектуализация; роботизация; цифровые скважины и месторождения; интеллектуализация добычи и разработки; комплексный подход.

Статья посвящена оптимизации процессов газодобычи на основе применения цифровых технологий. Основой подхода является повышение качества управления, анализ эффективности управляющих воздействий при наличии интегрированной модели или цифрового двойника месторождения. Комплексное применение цифровых технологий и алгоритмов эффективного управления является основой оптимизации затрат, обеспечения перехода на автоматическое и/или роботизированное управление, повышения коэффициента фондоотдачи основных газовых активов. Приведенные решения особенно эффективны в регионах со сложными природно-климатическими условиями или неразвитой инфраструктурой, шельфовых и морских месторождениях. Предлагаемый комплексный подход позволяет обеспечить продление сроков рентабельной эксплуатации месторождений на стадии падающей добычи и осложненных условиях добычи.

Ключевые слова: цифровой газовый комплекс; цифровая экономика; цифровизация; интеллектуализация; роботизация; цифровые скважины и месторождения; интеллектуализация добычи и разработки; комплексный подход.

Литература

  1. Dmitrievskiy, A.N., Eremin, N.A., & Stolyarov, V.E. (2019). Digital transformation of gas production. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 700, 012052.
  2. Dmitrievsky, A.N., Eremin, N.A., & Stolyarov, V.E. (2019). On the issue of the application of wireless decisions and technologies in the digital oil and gas production. Actual Problems of Oil and Gas, 2(25).
  3. СТО Газпром 2-2.1-1043-2016. Автоматизированный газовый промысел. Технические требования к технологическому оборудованию и объёмам автоматизации при проектировании и обустройстве на принципах малолюдных технологий.
  4. Føllesdal Tjønn, A. (2018, November). Digital twin through the life of a field. SPE-193203-MS. In Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
  5. Van Os, J. (2018, November). The digital twin throughout the lifecycle. SNAME-SMC-2018-022. In SNAME Maritime Convention. The Society of Naval Architects and Marine Engineers. Society of Petroleum Engineers.
  6. Еремин, Н.А., Еремин, Ал.Н. (2018). Цифровой двойник в нефтегазовом производстве. Нефть. Газ. Новации, 12(217), 14-17.
  7. Минликаев, В.З., Дикамов, Д.В., Столяров, В.Е., Дяченко, И.А. (2014). Газовая скважина как объект автоматизации в современных условиях. Газовая промышленность, 10, 52-57.
  8. http://www.gazprom.ru/about/strategy/innovation/
  9. Столяров, В.Е. (2016, октябрь). Концепция обустройства месторождений, реализованных на принципах малолюдных технологий (интеллектуальное месторождение). Сборник докладов V Международной конференции «Современные технические инновационные решения, направленные на повышение эффективности реконструкции и технического перевооружения объектов добычи углеводородного сырья». Москва: ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
  10. Дмитриевский, А.Н., Еремин, Н.А. (2015). Современная НТР и смена парадигмы освоения углеводородных ресурсов. Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 6, 10-16.
  11. Еремин, Н.А. (2018). Работа с большими геологопромысловыми данными в эпоху нефтегазового интернета вещей. Нефть. Газ. Новации, 2, 70-72.
  12. Дмитриевский, А.Н., Еремин, Н.А. (2018). Цифровая модернизация нефтегазовой экосистемы – 2018. Актуальные проблемы нефти и газа, 2(21), 1-12.
  13. Zaini, M.Z., Du, K., Zhu, M., et al. (2019, March). Yanbei-unlocking the tight gas green field development potential through integrated technology application. IPTC19265-MS. In International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  14. Еремин, Н.А., Дмитриевский, А.Н., Тихомиров, Л.И. (2015). Настоящее и будущее интеллектуальных месторождений. Нефть. Газ. Новации, 12, 45–50.
  15. Yang, X., Bello, O., Yang, L., et al. (2019, March). Intelligent oilfield - cloud based big data service in upstream oil and gas. IPTC-19418-MS. In International Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  16. Temizel, C., Canbaz, C.H., Palabiyik, Y., et al. (2019, March). A comprehensive review of smart/intelligent oilfield technologies and applications in the oil and gas industry. SPE-195095-MS. In SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference. Society of Petroleum Engineers.
  17. Дмитриевский, А.Н., Еремин, Н.А., Дуплякин, В.О., Капранов, В.В. (2019). Алгоритм создания нейросетевой модели для классификации в системах предупреждения осложнений и аварийных ситуаций при строительстве нефтяных и газовых скважин. Датчики и системы, 12(243), 3-11.
  18. Богаткина, Ю.Г., Еремин, Н.А. (2020). Методика экономической оценки нефтегазовых инвестиционных проектов Казахстана. Нефтяное хозяйство, 1(1155), 15-19.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20200100424

E-mail: ermn@mail.ru


И.Ф. Дадашов1, В.М. Лобойченко2, В.М. Стрелец2, М.А. Гурбанова1, Ф.М. Гаджизаде3, А.И. Морозов2

1Академия МЧС Азербайджанской Республики, Баку, Азербайджан; 2Национальный университет гражданской защиты Украины, Харьков, Украина; 3Институт геологии и геофизики НАН Азербайджанa, Баку, Азербайджан

Об экологических характеристиках огнетушащих веществ, используемых при тушении нефти и нефтепродуктов


В работе проведен аналитический обзор экологических характеристик огнетушащих соединений, применяемых для тушения нефти и нефтепродуктов. Отмечается неоднозначное негативное воздействие на окружающую среду пен как на основе поверхностно-активных веществ, так и на основе короткоцепочных фторсодержащих углеводородов. К органическим загрязнителям с биоакуумуляционными свойствами отнесены продукты распада таких пен   перфтороктановая сульфоновая кислота, ее соли, перфтороктановый сульфонилфторид, перфтороктановая кислота. Поскольку для пожаротушащих пен представленные экологические данные не всегда достаточно информативны, отмечается требование поиска более экологически безопасных огнетушащих соединений, что привело к появлению таких огнегасящих составов как гелеобразующие системы с носителем-пеностеклом. Для большинства развитых государств характерна тенденция к отказу от использования экологически опасных пожаротушащих средств, применяемых как при тушении нефтепродуктов.

Ключевые слова: нефть и нефтепродукты; огнетушащее вещество; пена для пожаротушения; гелеобразующая система; экологическая характеристика; окружающая среда.

В работе проведен аналитический обзор экологических характеристик огнетушащих соединений, применяемых для тушения нефти и нефтепродуктов. Отмечается неоднозначное негативное воздействие на окружающую среду пен как на основе поверхностно-активных веществ, так и на основе короткоцепочных фторсодержащих углеводородов. К органическим загрязнителям с биоакуумуляционными свойствами отнесены продукты распада таких пен   перфтороктановая сульфоновая кислота, ее соли, перфтороктановый сульфонилфторид, перфтороктановая кислота. Поскольку для пожаротушащих пен представленные экологические данные не всегда достаточно информативны, отмечается требование поиска более экологически безопасных огнетушащих соединений, что привело к появлению таких огнегасящих составов как гелеобразующие системы с носителем-пеностеклом. Для большинства развитых государств характерна тенденция к отказу от использования экологически опасных пожаротушащих средств, применяемых как при тушении нефтепродуктов.

Ключевые слова: нефть и нефтепродукты; огнетушащее вещество; пена для пожаротушения; гелеобразующая система; экологическая характеристика; окружающая среда.

Литература

  1. Ягафарова, Г.Г., Сухарева, Ю.А., Леонтьева, С.В. и др. (2018). Очистка малых рек, загрязненных отходами нефтехимических предприятий. SOCAR Proceedings, 2, 82-86.
  2. Краснов, А.В., Садыкова, З.Х., Пережогин, Д.Ю., Мухин, И.А. (2017). Статистика чрезвычайных происшествий на объектах нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности за 2007-2016 гг. Нефтегазовое дело, 6, 179–191.
  3. Modovsky, C. (2007). Ecological risk assessment: wildland fire-fighting chemicals, labat environmental. Missoula, MT: Missoula Technology and Development Center USDA Forest Service.
  4. Andronov, V., Pospelov, B., Rybka, E., Skliarov, S. (2017). Examining the learning fire detectors under real conditions of application. Eastern European Journal of Enterprise Technologies, 3 (9-87), 53-59.
  5. Шароварников, А.Ф., Шароварников, С.А. (2005). Пенообразователи и пены для тушения пожаров. Состав, свойства, применение. Москва: Пожнаука, 335. 
  6. Kawano, T., Otsuka, K., Kadono, T., et al. (2014). Ecotoxicological evaluation of fire-fighting foams in smallsized aquatic and semi-aquatic biotopes. Advanced Materials Research, 875-877, 699-707.
  7. Alexander, J., Auðunsson, G.A., Benford, D., et. al. (2008). Perfluorooctane sulfonate (PFOS), perfluorooctanoic acid (PFOA) and their salts. Scientific Opinion of the Panel on Contaminants in the Food chain1. (Question No EFSA-Q-2004-163). The EFSA Journal, 653, 1-131.
  8. Xia, F. (2017). Emerging poly- and perfluoroalkyl substances in the aquatic environment: A review of current literature. Water Research, 124, 482–495.
  9. Cortina, T., Korzeniowski, St. (2008). AFFF Industry in position to exceed environmental goals. Asia Pacific Fire Magazine, 26, 17 - 22.
  10. Environmental stewardship. Solberg company position on fluorine containing firefighting foams. https://www.solbergfoam.com/About-Solberg/ Environmental.aspx
  11. Бочаров, В.В., Раевская, М.В. (2016). Исследование эколого-гигиенических характеристик пенообразователей для пожаротушения легковоспламеняющихся жидкостей и выбор продуктов с минимальными экологическими рисками для окружающей среды. Научные ведомости БелГУ. Серия: Естественные науки, 25(246), 37, 88 - 93.
  12. Безродный, И.Ф. (2013). Экология пожаротушения – пока это только слова. Пожаровзрывобезопасность, 22(6), 85 – 89.
  13. Тайсумов, Х.А. (2012). Пенообразующий состав термостойкой пены на основе хмеля. Пожаровзрывобезопасность, 21(12), 69 - 70.
  14. Дадашов, И.Ф. (2017). Экспериментальное исследование изолирующих свойств гелеобразного слоя по отношению к парам органических токсичных жидкостей. Проблеми надзвичайних ситуацій, 25, 22 - 27.
  15. Dadashov, I., Loboichenko, V., Kireev, A. (2018). Analysis of the ecological characteristics of environment friendly fire fighting chemi-cals used in extinguishing oil products. Pollution Research, 37(1), 63 - 77.
  16. Loboichenko, V., Andronov, V., Strelec, V. (2018). Evaluation of the metrological characteris-tics of natural and treated waters with stable salt composition identification method. Indian Journal of Environmental Protection, 38 (9), 724 - 732.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20200100426

E-mail: vloboichm@gmail.com