Содержание номера

Ю.К. Шафраник, д.э.н., председатель Совета Союза нефтегазопромышленников России

Глобальные энергетические изменения и Россия, C. 6-10

Читать статью

А.В. Палий, Е.Ю. Белкина, И.В. Черепанова, А.М. Кириллов (АО «Зарубежнефть»)

Производственная система АО «Зарубежнефть», как инструмент достижения максимальной эффективности, C. 12-15

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

В.Ю. Керимов, М.А. Лобусев, А.В. Бондарев, Г.Я. Шилов (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Геобарические условия формирования нефтегазоносных комплексов северной части Западной Сибири, C. 16-20

Ключевые слова: Западная Сибирь, арктический шельф, аномально высокие поровые и пластовые давления, эффективность геолого-разведочных работ, месторождения углеводородов
Изучены геобарические условий формирования нефтегазоносных комплексов на территории северной части Западно-Сибири и арктического шельфа. Исследование показало, что причиной возникновения аномально высокого порового давления (АВПоД) является литогенетический фактор, а генезис аномально высокого пластового давления (АВПД) в песчано-алевритовых коллекторах ряда месторождений связан с комбинированным механизмом образования аномально высоких геофлюидальных давлений, когда наряду с литогенетическим фактором влияние оказывают процессы вертикальной миграции флюидов из нижезалегающих источников газа в осадочном чехле. Для месторождений, расположенных в южной части п-ова Ямал, во всех выявленных семи зонах АВПоД градиенты поровых давлений превышают градиенты измеренных пластовых давлений, которые близки к условным гидростатическим. Такое явление наблюдается также в зонах АВПоД на Русановском и Ленинградском морских месторождениях Карского шельфа. Для Ямало-Карского региона основным механизмом образования АВПоД является уплотнение пород при затрудненном оттоке порового флюида. Для месторождений, приуроченных к Нурминскому мегавалу, расположенных в центральной части п-ова Ямал, во внутренних частях барремской, баженовской, средне- и нижнеюрской зонах АВПоД, а также в палеозойской зоне АВПоД установлен комбинированный механизм образования аномально высоких геофлюидальных давлений. На Вынгаяхинском месторождении, расположенном на территории Надым-Тазовской нефтегазоносной области, выявлен протяженный интервал повышенных поровых давлений, который можно разделить на четыре зоны АВПоД, им соответствуют зоны разуплотнения. На Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском месторождениях, также как и на соседних площадях Большехетской впадины, выделяются до восьми зон АВПоД, которые носят региональный характер. По результатам моделирования в центральной части Большехетской впадины установлены три основные зоны АВПД: в заполярной свите, в верхней части мегионской свиты, в нижней части мегионской свиты и верхней юры. Повышение эффективности геолого-разведочных работ в данном регионе зависит от более углубленного анализа роли различных геологических факторов в формировании АВПД и АВПоД.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Е.Ю. Ильина (ТО «СургутНИПИнефть»)

Учет влияния карбонатно-ангидритовых примесей в терригенных коллекторах на запасы углеводородов, C. 21-23

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

В.П. Иванченков, А.И. Кочегуров, Нгуен Суан Хунг (Национальный исследовательский Томский политехнический университет)

Прогноз коллекторских свойств пород на основе взаимных фазовых спектров отраженных сейсмических волн, C. 24-28

Ключевые слова: линейная система, модель слоистой поглощающей толщи, фазочастотное прослеживание сигналов, взаимный фазовый спектр сигналов, алгоритм прогноза коллекторских свойств пород
Рассмотрены основные предпосылки применения взаимных фазовых спектров сейсмических волн, отраженных от кровли и подошвы анализируемой толщи, в качестве новых диагностических параметров при решении задач прогноза геологического разреза. На основе проведенных исследований информативности взаимных фазовых спектров отраженных волн на моделях слоистых поглощающих сред, разработан алгоритм прогноза коллекторских свойств пород. Для реализации алгоритма прогноза привлечены методы фазочастотного прослеживания волн, отличающиеся повышенной помехоустойчивостью и разрешающей способностью, которые позволяют в условиях априорной неопределенности относительно формы сейсмических сигналов обнаруживать и выделять волны в зонах их интенсивной интерференции. На основе анализа функции качестве методов фазочастотного прослеживания волн предложен новый способ определения взаимных фазовых спектров отраженных волн, дающий возможность их оценки при исследовании сложнопостроенных геологических сред. Приводяены отдельные результаты исследования разработанного алгоритма прогноза и его применения для обработки сейсмических материалов.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Е.А. Юдкина, Г.Д. Федорченко, И.С. Афанасьев (АО «Зарубежнефть»), А.С. Алещенко (ООО «Зарубежнефть-добыча Харьяга»), Е.В. Гула (АО «ВНИИнефть»)

Современный подход к применению данных анализа керна при изучении структуры запасов карбонатных отложений активов АО «Зарубежнефть», C. 29-33

Ключевые слова: Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, макроописание карбонатного керна, литолого-фациальная модель, вторичная пористость, трещинный коллектор, интерпретация данных скважинных микросканеров
Рассмотрено практическое применение результатов анализа полноразмерного керна при изучении продуктивных карбонатных отложений D3fm(III+IV) Северо-Хоседаюского месторождения. Изучены литолого-фациальные особенности формирования резервуара. Детальная корреляция циклов колебания относительного уровня моря показала, что III пачка продуктивного горизонта характеризуется более выдержанным строением и связанностью коллектора в сравнении с вышележащей IV пачкой. Комплексный подход к анализу трещиноватости позволил получить более полное представление о распределении трещин в резервуаре на основе предположения об отсутствии значительного влияния на процессы фильтрации в пласте трещин микромасштаба, а также диагенетических макротрещин и трещин вдоль стилолитовых швов. По данным изучения полноразмерного керна выявлены трещины, которые вероятнее всего принимают участие в процессах фильтрации в пласте. Приведены результаты повторной интерпретация тектонических трещин макромасштаба на основе материалов специальных методов геофизических исследований скважин (микросканирование). Анализ первичной интерпретации имиджей в интервале отбора керна показал, что число проводящих трещин, выделенных при первоначальной интерпретации, завышено в 13 раз. Полученные результаты рекомендовано учитывать при геологическом и гидродинамическом моделировании месторождения, его последующей разработке и проектировании новых скважин.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

С.К. Туренко, д.т.н. (Тюменский индустриальный университет), Е.А. Черепанов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Адаптивный подход к обработке данных геофизических исследований скважин при построении сейсмогеологических моделей нефтегазовых объектов, C. 34-37

Ключевые слова: геофизические исследования в скважинах, сейсмогеологические модели, обработка данных геофизических исследований скважин, качество данных геофизических исследований скважин
Рассмотрены вопросы повышения эффективности построения сейсмогеологических моделей нефтегазовых объектов на основе данных геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсморазведки. Предложен адаптивный (управляемый) подход к обработке материалов ГИС для построения сейсмогеологических моделей, основанный на формализации показателя качества результатов обработки и взаимоувязанном учете основных факторов, не связанных с изучаемыми объектами. Проанализированы данные акустического (АК) и плотностного (ГГК-П) каротажа. В качестве основных факторов искажения данных АК и ГГК-П рассмотрены: каверны, аппаратурные ошибки (срывы записи), разные масштабы записи в различных скважинах. Предложены формальные показатели качества, учитывающие наличие указанных факторов в используемых данных. Приведены примеры обработки данных ГИС на лицензионных площадях Западной Сибири с применением предлагаемого подхода. Полученные результаты рекомендуется использовать при построении сейсмогеологических моделей нефтегазовых объектов в Западной Сибири как на этапе обработки данных ГИС, так и для создания баз данных и знаний для эффективного решения задач моделирования по комплексу ГИС - сейсморазведка.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.С. Ширяева, В.З. Котова, Л.В. Новикова (ООО «Газпромнефть – НТЦ»)

Новые данные о формировании колганской толщи в районе Царичанского месторождения, C. 38-40

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.И. Могучев, А.Г. Губайдуллин (Уфимский государственный нефтяной технический университет)

Влияние трещиноватости горных пород на упруговязкопластическое перемещение стенок скважин, C. 41-43

Ключевые слова: неустойчивость стенок скважин, сужение ствола, трещиноватость горных пород, упруговязкопластическое перемещение стенок скважины
Рассмотрена задача упруговязкопластического перемещения стенок скважин во времени в изотропном массиве горных пород при равномерном боковом горном давлении с учетом влияния трещиноватости горной породы на ее физико-механические свойства. Задача решена на основе результатов ранее опубликованных работ авторов, а также геомеханической модели горной породы, разработанной М.М. Иудиным. Для выполнения расчетов упруговязкопластического перемещения стенок наклонно направленной и горизонтальной скважин разработана программа для ЭВМ в MS Excel. Зависимость упруговязкопластического перемещения стенок скважин от времени имеет две характерные области: упругой и вязкопластической деформации. В наклонно направленных (при зенитных углах более 30⁰) скважинах упруговязкопластическое перемещение верхней стенки по модулю в 2 раза и более больше, чем боковой. Это приводит к изменению формы поперечного сечения ствола скважины от круглого к эллиптическому. С ростом модуля трещиноватости упруговязкопластические перемещения боковой и верхней стенок наклонно направленных и горизонтальных скважин линейно возрастают. Кроме того. упруговязкопластические перемещения стенок прямо пропорциональны коэффициентуk, который зависит от ширины раскрытия трещины и относительной площади фактического контакта поверхностей трещины. Результаты исследований могут быть применены для прогнозирования и предупреждения осложнений как на этапе проектирования строительства скважин, так в процессе бурения.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

В.Г. Конесев, А.Ю. Хомутов (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Результаты применения растворов на углеводородной основе при вскрытии продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз», C. 44-45

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.А. Куницких (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Исследование модифицирующих добавок к тампонажным растворам, C. 46-50

Ключевые слова: тампонажный раствор, качество крепления, цементный камень, скважина, пластификаторы, понизители фильтрации, расширяющие добавки
Рассмотрены вопросы повышения качества крепления скважин путем применения расширяющихся тампонажных составов. Проанализированы механизмы и способы получения расширяющихся тампонажных составов. Анализ основных типов расширяющих добавок показал высокую эффективность оксидного механизма расширения. С целью регулирования динамики процесса гидратации оксида кальция предложено введение в состав расширяющейся добавки реагентов-замедлителей. В качестве замедлителей рассмотрены сульфаты кальция, конденсированная сульфит-спиртовая барда, феррохромлигносульфонат, силикат натрия, метасиликат натрия, сульфат меди. Установлено, что оптимальными свойствами обладают конденсированная сульфит-спиртовая барда, феррохромлигносульфонат и силикат натрия. Исследовано влияние расширяющих добавок на технологические параметры тампонажных растворов. Наиболее эффективной расширяющейся добавкой для условий нормальных температур является негашеная известь с замедлителем, для условий умеренных температур – двухкальциевый феррит. Экспериментально исследованы водоудерживающие и пластифицирующие добавки. В качестве водоудерживающих добавок испытаны полимеры на основе полисахаридов (метилпропилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза) и на основе солей акриловой кислоты. Определено их влияние на структурно-реологические и фильтрационные свойства цементного раствора. Установлено, что синтетические полимеры при высоких водоудерживающих характеристиках не обеспечивают стабилизацию раствора, вследствие чего ярко выражены седиментационные процессы. Полисахаридные полимеры эффективно стабилизируют тампонажный раствор. При совместном применении полисахаридных и синтетических полимеров можно получить стабилизированные тампонажные растворы с низким показателем водоотдачи. Исследованы пластификаторы, подразделяющиеся по основному компоненту на поликарбоксилатные, ацетон-формальдегидные и нафталин-формальдегидные. Результаты исследований показали положительное влияние реагентов-пластификаторов на реологические и фильтрационные свойства растворов. Среди испытанных соединений наилучшие результаты получены для нафталин-формальдегидного пластификатора.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.Ю. Мосунов, Т.А. Коровина, О.З. Ахметова (ТО «СургутНИПИнефть»)

Актуальность и алгоритм автоматизированного учета результатов химического анализа разновременных проб попутно добываемой воды при контроле разработки нефтегазовых месторождений, C. 51-53

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.А. Чусовитин, Р.А. Гнилицкий, Д.С. Смирнов, Ю.А. Плиткина, И.А. Лиходед (ООО «ТННЦ»), Д.В. Емельянов, Л.П. Мельников (АО «РН-Няганьнефтегаз»)

Эволюция проектных решений по разработке отложений тюменской свиты на примере месторождений Красноленинского свода, C. 54-58

Ключевые слова: континентальные отложения, низкая проницаемость, трудноизвлекаемые запасы нефти, горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП), проектирование разработки, матрица принятия решений
Исторически разработка тюменской свиты Ем-Еговского лицензионного участка была связана с бурением наклонно направленных скважин с проведением гидроразрыва пласта (ГРП). С 2013 г. на основе обобщения мирового опыта по разработке низкопроницаемых коллекторов в АО «РН-Няганьнефтегаз» начаты пилотные работы по строительству горизонтальных скважин с проведением многостадийного ГРП. За 2 года пробурено более 40 скважин (поперек регионального стресса), ряд из которых неуспешны с позиции входных дебитов и темпов падения. Основной причиной отклонения от планируемых показателей является неполный охват разреза трещинами ГРП. Опыт организации системы поддержания пластового давления при разработке горизонтальными скважинами неоднозначен, отмечены случаи преждевременных прорывов воды в условиях автоГРП. В статье продолжено обобщение опыта разработки трудноизвлекаемых запасов нефти тюменской свиты (пласты ЮК_2-9) Ем-Eговского лицензионного участка. Приведен пример уточнения стратегии разработки объекта в процессе получения и анализа новых данных. Создана матрица принятия решений, предназначенная для выбора типа заканчивания скважин при разбуривании тюменской свиты.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.И. Федоров, Р.М. Набиуллин (ООО «Башнефть-Полюс»), В.Н. Федоров, Э.М. Салимгареева, А.Ш. Акберова (ООО «БашНИПИнефть»)

Определение типа фильтрационной пластовой системы месторождения им. Р. Требса методами гидродинамических исследований скважин, C. 60-63

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Ю.А. Кашников, С.Г.Ашихмин, Д.В. Шустов (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), С.А. Кондратьев (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г.Перми) Ю.В. Уточкин (ООО «ПИТЦ ГЕОФИЗИКА»)

Напряженное состояние продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала, C. 64-67

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Т.Н. Александрова, А.О. Ромашев (Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»), А.В. Александров (Институт горного дела ДВО РАН)

О моделировании реологических свойств тяжёлых нефтяных суспензий, C. 68-70

Ключевые слова: тяжелая нефть, вязкость, моделирование, реологическая модель
Дано теоретическое обоснование реологической модели, характеризующей реологические свойства нефтей во всем диапазоне изменения скорости сдвига на основе механистического подхода, а также приведено экспериментальное подтверждения полученных закономерностей. В качестве объекта исследований выбрана нефть Ярегского месторождения (Тимано-Печорская провинция). Исследование реологических характеристик проводилось на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1. На основании анализа полученных экспериментальных данных выделено несколько характерных стадий изменения структурных свойств нефти. В результате предложена комплексная механистическая модель движения тяжелой нефтяной суспензии. Теоретически обосновано реологическое уравнение движения тяжелой нефти, отражающее динамику внутренних структурных преобразований. Разработан алгоритм и выполнен расчет эмпирических коэффициентов предложенного реологического уравнения. Сопоставление расчетных и экспериментальных данных подтверждает правильность предложенного подхода к моделированию реологических свойств течения тяжелых нефтей.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.Н. Иванов, М.А. Федосеев, Е.Н. Грищенко (НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро»), Э.М. Кольцова (Российский химико-технологический университет имени Д.И. Менделева)

Математическое моделирование процессов в призабойной зоне скважины при термогазохимическом воздействии, C. 71-73

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

М.Р. Якубов, Д.Н. Борисов (Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН), Н.У. Маганов, Р.Д. Ремпель, Т.С. Айнуллов (ПАО «Татнефть»), Р.З. Сахабутдинов, С.Н. Судыкин (ТатНИПИнефть)

Новые подходы и перспективы облагораживания сверхвязкой нефти термолизом в различных условиях, C. 74-76

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.Н. Дроздов, Е.А. Малявко (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Методика стендовых исследований характеристик электроцентробежных насосных установок при откачке вязких жидкостей, C. 78-81

Ключевые слова: погружной центробежный насос, напорно-энергетическая характеристика, вязкость, температура
В настоящее время доля фонда скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), в России превышает 63 %. При этом ЭЦН добывается более 80 % всей российской нефти. Статистические данные свидетельствую, что доля нефти, добытой ЭЦН, неуклонно растет. Для рационального подбора УЭЦН к скважинам при добыче вязкой нефти необходимо учитывать влияние вязкости жидкости на характеристику насоса. Классическая методика П.Д. Ляпкова по пересчету характеристик ЭЦН на вязкие жидкости была опубликована более полувека назад. С тех пор появились новые конструкции рабочих органов, а также новые технологии изготовления и материалы ступеней, что обуславливает необходимость ее усовершенствования. Новизна предлагаемой методики заключается в возможности полностью исключить необходимость поддержания постоянной температуры на входе в насос при снятии его характеристики. Параметры работы насоса замеряются в непрерывном режиме при изменяющейся во времени температуре. По результатам замеров строят зависимости подачи, напора, потребляемой мощности и коэффициента полезного действия насоса от температуры на приеме, а затем перестраивают их в зависимости от вязкости. Сформулированные идеи позволят проводить достоверные испытания на более высоком уровне в широком диапазоне изменения параметров при существенном сокращении времени проведения и трудоемкости экспериментов.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Е.С. Пятков, В.Н. Суртаев (ОАО «НК «Роснефть»), Д.И. Петухов, Е.А. Чернова, А.В. Лукашин, К.А. Солнцев, А.А. Елисеев (МГУ имени М.В. Ломоносова)

Подготовка нефтяного газа с использованием капиллярной конденсации в порах асимметричных мембран анодного оксида алюминия, C. 82-85

Ключевые слова: нефтяной газ, капиллярная конденсация, температура точки росы, мембраны анодного оксида алюминия
Показана возможность использования асимметричных микропористых мембран анодного оксида алюминия, работающих в режиме капиллярной конденсации для очистки нефтяного газа от паров воды и углеводородов. В качестве модельной использована газовая смесь, имитирующая по составу нефтяной газ с объемным содержанием воды 0,5 % и суммарным объемным содержанием конденсирующихся углеводородов C₃₊ 28,9 %. От углеводородов и воды смесь очищали с использованием асимметричной мембраны: диаметр пор в крупнопористом слое составлял 120 нм, в селективном – менее 10 нм. Выполнены исследования температурной зависимости эффективности подготовки газа. Показано, что температура точки росы подготовленного газа (ретентата) по углеводородам в среднем превосходит температуру расположенного за мембраной конденсора на 6 °С, а температура точки росы по воде – на 5-15 °С. Процесс позволяет удалить более 80 % тяжелых компонентов (пропан и выше) и до 98 % паров воды из исходной газовой смеси при производительности мембраны более 300 нм³/(м²·ч) по сырьевому потоку. При этом в зависимости от состава сырьевой смеси можно изменять температуру конденсора, что значительно снижает энергозатраты. Предложенная технология может быть использована для подготовки природного и нефтяного газа перед транспортировкой и поставкой потребителю.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

В.Н. Шарифуллин (Казанский гос. энергетический университет), А.В.Шарифуллин (Казанский национальный исследовательский технологический университет)

Смешение нефтепродуктов при их транспортировке по трубопроводу, C. 86-88

Ключевые слова: трубопровод, гидродинамика, продольное смешение, математическая модель
В технологии трубопроводного транспортасуществуют операции последовательного транспорта двух разнородных потоков газов и жидкостей. Одна из проблем, возникающих при этом, заключается в нежелательном смешении потоков на границе их контакта. Рассмотрены воросы прогнозирования зоны смешивания транспортируемых потоков. Для описания продольного смешивания потоков использованы однопараметрическая диффузионная и ячеечная модели структуры потоков. Рассмотрена необходимость учета реальных процессов, происходящих при подсоединении одного потока к другому. Разработан метод расчета зоны взаимного смешивания потоков и интервала времени, в течение которого эта зона проходит заданное сечение трубы. Показано, что учет реальных условий пускового периода в процессе транспорта двух последовательных потоков приводит к значительному увеличению зоны их взаимного смешивания. Результаты работы могут быть использованы при планировании потерь продукта, расчете временного интервала прохождения загрязненного потока, а также при разработке системы автоматического управления транспортом потоков.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Н.А. Логинова, Е.Е. Лапин, С.И. Погорелов, А.В. Рыженков (Национальный исследовательский университет «МЭИ»)

О влиянии экранирования на термическое сопротивление теплоизоляционных конструкций, C. 89-91

Ключевые слова: трубопроводный нефти транспорт, теплоизоляционные конструкции, тонкопленочные многослойные теплоизоляционные покрытия, экранирование.
Для объектов подготовки и транспорта нефти, характеризующихся высокими температурами эксплуатации, актуальна задача снижения потерь теплоты с тепловым излучением. Решением этой задачи является использование на поверхности теплоизолирующего слоя экранов, выполненных из материалов, характеризующихся низкоэмиссионными свойствами и высоким коэффициентом отражения. Традиционно в теплоизоляционных конструкциях используются экраны из алюминиевой технической фольги, при этом единые рекомендации по выбору числа экранов отсутствуют. Проведены экспериментальные исследования по определению наиболее эффективного способа экранирования теплоизоляционных конструкций на базе тонкопленочных многослойных теплоизоляционных покрытий. Результаты экспериментальных исследований свидетельствуют об эффективности использования теплоизоляционных конструкций с внутренним и внешним экранированием. Термическое сопротивление таких теплоизоляционных конструкций при температуре нагретой поверхности 300 ºС на 58 % выше, чем неэкранированных образцов.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

В.А. Докичев, д.х.н., Е.И. Коптяева, к.х.н. (Институт органической химии УНЦ РАН), Ф.Г. Ишмуратов, С.Р. Алимбекова, к.т.н. (Уфимский гос. авиационныйт технический университет), Ю.В. Томилов, д.х.н., Н.Э. Нифантьев, д.х.н. (Институт органической химии им. Н.Д. Зелинского РАН)

Углеводы – новый класс «зеленых» ингибиторов солеотложений, C. 92-94

Ключевые слова:«зеленая» химия, углеводы, карбонат кальция, ингибиторы солеотложений, электромагнитное поле
Экосистема Арктики в высшей степени чувствительна к антропогенному воздействию и очень медленно восстанавливается после неразумного вмешательства. Сложившаяся в настоящее время экологическая ситуация и уязвимость суровой арктической природы обусловливают целесообразность создания новых более эффективных реагентов для разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Среди большой группы изученных углеводов (моносахаридов, дисахаридов, олигосахаридов, полисахаридов и их карбокси- и сульфопроизводных) выявлены три полисахарида (NEN-1, NEN-2 и NEN-3), обладающие высокой ингибирующей активностью при кристаллизации карбоната кальция в пересыщенном водном растворе. Эффективность действия полисахаридов при дозировках 10-30 мг/л составляет 95-98 %. Показано, что применение полисахаридов NEN-1, NEN-2 и NEN-3 при температуре 80 °C приводит к изменению средних размеров образующихся кристаллов СаСО₃ и влиет на их структуру. Впервые обнаружено, что полисахариды и электромагнитное поле проявляют синергизм, приводящий к существенному уменьшению размеров кристаллов СаСО₃. Данный эффект может найти применение при разработке новых технологий для борьбы с солеотложениями. Полисахариды NEN-1, NEN-2 и NEN-3 относятся к IV классу опасности (малоопасные соединения) и перспективны в качестве ингибиторов солеотложений.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

В.Д. Шантарин, Ю.Д. Земенков, М.Ю. Земенкова (Тюменский индустриальный университет), В.П. Павлов (ПАО «Гипротюменнефтегаз», Группа ГМС)

Технология утилизации нефтешламов, C. 95-97

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Е.А. Мазлова, Н.В. Еремина (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Экологическое нормирование на основе наилучших доступных технологий для предприятий нефтегазовой промышленности, C. 98-100

Ключевые слова: устойчивое развитие,наилучшие доступные технологии, экологическое нормирование, информационно-технические справочники, нефть, газ
Рассмотрены вопросы изменения законодательства в области экологического нормирования, основанного на принципе соответствия наилучшим доступным технологиям (НДТ). Актуальность проведенных исследований обусловлена тем, что перед нефтегазовой промышленностью стоит задача перехода к новым принципам нормирования к 2020 г. Представлена как правовая основа перехода к экологическому нормированию на основе технологических нормативов, так и методология определения уровней НДТ для включения техники или технологий в разрабатываемые информационно-технические справочники. На примере установки изомеризации на нефтеперерабатывающем заводе определены уровни НДТ для этого процесса. Проанализированы причины не достижения отдельными предприятиями этих уровней. Полученные в процессе исследования результаты планируется использовать при разработке информационно-технических справочников НДТ для отраслей нефтегазового сектора топливно-энергетического комплекса.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

М.Г. Чеснокова (Омский гос. технический университет, Омский гос. медицинский университет Минздрава РФ), В.В. Шалай, Ю.А. Краус (Омский гос. технический университет), А.Ю. Миронов (Московский научно-исследовательский институт эпидемиологии и микробиологии им. Г. Н. Габричевского Роспотребнадзора)

Биокоррозионная активность почвогрунта на трассах нефтепровода Краснодарского края, C. 102-105

Ключевые слова: биокоррозионная активность, почвогрунт, сульфатредуцирующие бактерии, тионовые бактерии
Определена биокоррозионная активность почвогрунта в районе прокладки нефтепровода. Изучен комплексный критерий суммарного эффекта действия различных факторов коррозии. Исследованы микробиологические показатели почвы, включающие количественное содержание сульфатредуцирующих и тионовых бактерий. Интерпретация полученных результатов комплексных исследований выполнена в соответствии с величиной установленного критерия. Полученные результаты свидетельствуют о более высоком значении критерия биокоррозионной активности грунта на трассе трубопровода в сравнении с контрольным. На трассе трубопровода преобладали почвогрунты умеренной и слабой агрессивности, а также выявлены пробы агрессивного грунта. Микробиологический анализ почвы показал присутствие сульфатредуцирующих и тионовых бактерий различной концентрации. Определена корреляционная зависимость содержания данных бактерий почвы от показателя критерия биокоррозионной активности грунта. Полученные данные свидетельствуют о необходимости микробиологического исследования почвогрунта на трассе трубопровода, выявления и определения концентрации сульфатредуцирующих и тионовых бактерий с целью проведения динамической оценки его потенциальной агрессивности для анализа активности коррозионного процесса.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

М.И. Ахмедов, к.т.н. (ООО «Газпром проектирование»)

Технология очистки метанолсодержащих сточных вод нефтегазоконденсатных месторождений, C. 106-108

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Е.В. Бодрова (Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования МИРЭА - Российский технологический университет), д.и.н., В.В. Калинов, д.и.н. (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В войне моторов мы победили! (О работе советских нефтяников в годы Великой Отечественной войны), C. 110-112

Читать статью

Авторам

Press Releases