ISSN 0207-2351

Научно-технический журнал

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО

                                                                                                                    Издается с 1965 г.

Январь 2017 г.                                        1                             Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Фомкин А.В. Проблемы и перспективы освоения нефтяных месторождений со сложно построенными карбонатными объектами и залежами фундамента (стр. 5-11)

 

Хисамутдинов Н.И., Тупицин А.М., Торопчин О.П., Бакиров И.М. Расчет показателей технологии нестационарного теплового воздействия на нефтенасыщенный пласт по Байтуганскому месторождению (стр. 11-16)

 

Хабибрахманов А.Г., Подавалов В.Б., Яртиев А.Ф. Результаты экспериментальных работ по внедрению малосольного заводнения на кизеловском горизонте Бавлинского месторождения (стр. 16-19)

 

Ефимов А.А., Кочнева О.Е. Разработка прогнозных моделей для оценки коэффициента подвижности нефти с учетом фациальных обстановок (на примере пласта Бш Батырбайского месторождения) (стр. 20-24)

 

Алиев И.Н. Моделирование газового воздействия на газоконденсатный пласт на завершающей стадии разработки (стр. 25-28)

 

Гусейнова Д.Ф. Оценка состояния пластовой системы на основе анализа технологических показателей разработки (стр. 29-31)

 

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 

Зейгман Ю.В., Сергеев В.В., Кинзябаев Ф.С. Анализ эффективности применения технологий интенсификации добычи нефти на завершающей стадии разработки нефтегазовых месторождений (стр. 32-36)

 

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА, СОЛЕЙ И ГИДРАТОВ

 

Хамитов И.Г., Петров Н.А., Стручков И.А., Рощин П.В., Манасян А.Э., Павлов П.В. Осложнения при добыче парафинистой нефти в условиях выноса механических примесей (стр. 36-40)

 

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

 

Мухаметшин В.В., Кадыров Р.Р., Жиркеев А.С., Зейгман Ю.В. Новые тампонирующие материалы на основе модифицированного цемента и полимеров (стр. 41-46)

 

СБОР, ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

 

Маркин А.Н., Суховерхов С.В., Бриков А.В. Локальная углекислотная коррозия трубопроводов систем сбора нефти месторождений Западной Сибири (стр. 46-48)

 

Доломатов М.Ю., Телин А.Г., Еремина С.А., Ярмухаметова Г.У. Количественное определение ванадия в поверхностных пробах нефти по спектрам поглощения (стр. 49-51)

 

Информационные сведения о статьях (стр. 52-58)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 622.276.1/.4:552.54:622.276.6

 

ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СО СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫМИ КАРБОНАТНЫМИ ОБЪЕКТАМИ И

ЗАЛЕЖАМИ ФУНДАМЕНТА (с. 5)

 

А.В. Фомкин

 

АО "ВНИИнефть имени А.П. Крылова"

127422, Россия, г. Москва, Дмитровский проезд, 10,

е-mail: jdanov@vniineft.ru

 

В статье рассматриваются перспективы освоения нефтяных месторождений со сложно построенными карбонатными объектами и залежами фундамента. В настоящее время накоплен нефтепромысловый опыт по применению более сложных и дорогих, но в то же время и более перспективных методов воздействия на сложно построенные объекты, основанных на использовании заводнения в сочетании с тепловыми методами, закачкой газовых агентов и химических реагентов, гидродинамических методов воздействия на пласты (нестационарного заводнения и изменения направления фильтрационных потоков).

 

Ключевые слова: сложно построенные карбонатные объекты; залежи фундамента; методы увеличения нефтеотдачи.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.43"5"

 

РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕХНОЛОГИИ НЕСТАЦИОНАРНОГО

ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЕНАСЫЩЕННЫЙ ПЛАСТ

ПО БАЙТУГАНСКОМУ МЕСТОРОЖДЕНИЮ (с. 11)

 

Н.И. Хисамутдинов

 

ООО НПО "Нефтегазтехнология"

450078, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2,

тел.: (347) 228-18-75,

е-mail: npo@ngt.ru

 

А.М. Тупицин, О.П. Торопчин

 

ООО "Байтекс"

461630, Россия, Оренбургская обл., г. Бугуруслан, ул. Ленинградская, 51

 

И.М. Бакиров

 

Институт "ТатНИПИнефть" ПАО "Татнефть"

423236, Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32

 

В статье рассматривается методика расчета нестационарного теплового воздействия на пласт для залежей, представленных вязкой нефтью, на примере Байтуганского нефтяного месторождения (вязкость нефти 65 мПа∙с), в котором нагнетание теплового источника производится в режиме закачки нагретой воды в виде оторочек. Показаны расчет объема закачки, темпов закачки в период загрузки и разгрузки в циклах и продолжительность единичной фазы, а также прогноз движения теплового поля к добывающим скважинам с использованием схемы Ловерье и определено время подхода теплового вала к добывающим скважинам. Методика может широко использоваться как экспресс-метод определения продвижения теплового вала до добывающих скважин.

 

Ключевые слова: нестационарное тепловое воздействие; объем закачки; темп закачки; распространение теплового поля.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4:622.276.43

 

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ РАБОТ ПО ВНЕДРЕНИЮ

МАЛОСОЛЬНОГО ЗАВОДНЕНИЯ НА КИЗЕЛОВСКОМ ГОРИЗОНТЕ

БАВЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 16)

 

Азат Гумерович Хабибрахманов
 

НГДУ "Елховнефть" ПАО "Татнефть"

423450, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, просп. Тукая, 33,

тел.: (855) 331-83-70,

e-mail: elhov-nach@tatneft.ru

 

Владлен Борисович Подавалов

 

НГДУ "Бавлынефть" ПАО "Татнефть"

423930, Россия, Республика Татарстан, г. Бавлы, ул. Гоголя, 20,

е-mail: podavalov@tatneft.ru

 

Амур Физюсович Яртиев

 

Казанский (Приволжский) федеральный университет (К(П)ФУ)

Институт "ТатНИПИнефть" ПАО "Татнефть"

423236, Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. Мусы Джалиля, 32,

е-mail: yartiev@tatnipi.ru

 

Длительная опытная эксплуатация известняков верхнетурнейского подъяруса Бавлинского месторождения свидетельствовала о низкой продуктивности турнейской залежи. Экспериментальные работы с целью изучения возможности осуществления совместной эксплуатации верхнетурнейского подъяруса и бобриковского горизонта показали, что дебиты скважин при совместной эксплуатации оказались ниже, чем сумма дебитов при раздельной их эксплуатации. В настоящее время проблема повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти кизеловского горизонта решается за счет внедрения комплексных технологий разработки: широкого использования горизонтальных скважин, закачки воды, масштабного применения широкого спектра методов увеличения нефтеотдачи и обработки прискважинных зон. Внедрение технологии малосольного заводнения на участке начали с 01.12.2015 г. Добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам участка до внедрения составляла 12,7 т/сут, жидкости – 39,6 т/сут, средняя обводненность – 42,1 %. После внедрения технологии наблюдался стабильный рост добычи нефти с 12,7 т/сут до 26 т/сут к марту, далее спад и стабилизация на уровне 18,7 т/сут. По 8 реагирующим скважинам из 9 произошло увеличение дебита нефти. Средняя обводненность по участку на момент начала работ составляла 42,1 %, в настоящее время обводненность снизилась до 38 %. Таким образом, эксплуатация опытного участка показывает, что организация технологии малосольного заводнения на карбонатных коллекторах кизеловского горизонта Бавлинского месторождения положительно сказалась на работе участка в целом. Технология обеспечила снижение темпов обводнения и поддержание дебитов скважин на рентабельном уровне.

 

Ключевые слова: добыча нефти; эксперимент; скважина; нефтеотдача; Бавлинское месторождение; опытный участок; малосольное заводнение.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 552.578.2.061.4

 

РАЗРАБОТКА ПРОГНОЗНЫХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ОЦЕНКИ

КОЭФФИЦИЕНТА ПОДВИЖНОСТИ НЕФТИ С УЧЕТОМ ФАЦИАЛЬНЫХ ОБСТАНОВОК

(НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА Бш БАТЫРБАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) (с. 20)

 

Артём Александрович Ефимов,

Ольга Евгеньевна Кочнева

 

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,

e-mail: lpfi@pstu.ru, kochnevaoe@mail.ru

 

При геологическом моделировании нефтяных месторождений не всегда в полной мере учитываются фациальные особенности отложений. Особенно это актуально для коллекторов карбонатного типа. Объектом исследования данной работы является пласт Бш Батырбайского месторождения, приуроченного к зоне внутренних участков Камско-Кинельской системы прогибов. Для этого пласта с учетом фациальной изменчивости разработана прогнозная модель оценки коэффициента подвижности нефти. При проведении исследований последовательно решены следующие задачи: по результатам описания кернового материала определена фациальная принадлежность отложений, в пределах выделенных фациальных зон исследованы фильтрационно-емкостные характеристики коллектора, с учетом фациальной изменчивости коллекторов разработана статистическая модель для прогноза коэффициента подвижности нефти. Анализ фильтрационно-емкостных характеристик пласта Бш позволил в пределах выделенных фациальных зон обосновать участки залежи, относящиеся к классам подвижной части коллектора и застойных зон. Разработка статистических моделей, отнесения комплекса изучаемых показателей к подвижной части коллектора потребовала использование комплекса методов: пошагового линейного дискриминантного анализа и условных комплексных вероятностей. Полученная геолого-математическая модель позволила на основе фациального анализа кернового материала с привлечением данных петрофизических исследований прогнозировать значения коэффициента подвижности нефти в пределах различных участков башкирской залежи Батырбайского месторождения.

 

Ключевые слова: фациальные особенности; пористость; коэффициент подвижности; карбонатные отложения; башкирский ярус; статистическая модель.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.279.23/.4.001.57

 

МОДЕЛИРОВАНИЕ ГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЙ ПЛАСТ

НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ (с. 25)

 

Инглаб Намик оглы Алиев

 

Азербайджанский Государственный Университет Нефти и Промышленности (АГУНП)

AZ1010, Азербайджан, г. Баку, просп. Азадлыг, 20,

e-mail: inglab_aliyev@hotmail.com

 

Предлагается расчетный алгоритм, позволяющий моделировать процесс притока газоконденсатных систем в газовом режиме к системе скважин, а также газовое воздействие на залежь. На основе предлагаемого алгоритма были проведены численные эксперименты по прогнозированию технологических показателей разработки, выполненные на примере V блока VII горизонта газоконденсатного месторождения Булла-Дениз, являющегося наиболее погруженным газоконденсатным месторождением и находящимся в настоящее время на завершающей стадии разработки. При этом относительные фазовые проницаемости для газа и конденсата определены путем адаптации гидродинамической модели по данным истории разработки данной залежи. Установлена закономерность накопления ретроградного конденсата в залежах и призабойных зонах скважин, показана высокая эффективность процесса воздействия различными неуглеводородными газами в различных соотношениях в составе "сухого" газа (азот – 22 %, углекислый газ – 30 %) с целью повышения конденсатоотдачи на завершающей стадии разработки.

 

Ключевые слова: газоконденсатная смесь; ретроградный конденсат; летучесть компонентов; состав газовой и жидкой фаз; пористость и проницаемость коллектора; конденсатоотдача; неуглеводородный газ; относительные фазовые проницаемости.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4

 

ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ПЛАСТОВОЙ СИСТЕМЫ

НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ (с. 29)

 

Динара Фикрет кызы Гусейнова

 

Научно-исследовательский Проектный Институт "Нефтегаз" ГНКАР

AZ1012, Азербайджан, г. Баку, просп. Зардаби, 88а,

e-mail: dinara-huseynova@mail.ru

 

Предложен метод оценки состояния пластовой системы, позволяющий установить воздействие различных технологических процессов на работу скважин в условиях недостаточности информации. Оценка состояния пластовой системы проводится на основе анализа технологических показателей работы скважин до и после внешнего воздействия (ввод или остановка скважин, изменение режима работы окружающих добывающих и нагнетательных скважин, проведение геолого-технических мероприятий и т. д.). Предложенный подход оценки влияния различных технологических процессов и геолого-технических мероприятий на работу скважин позволяет оценить изменение состояния пластовой системы и принять решения по повышению эффективности процесса разработки залежи.

 

Ключевые слова: нефтяное месторождение; анализ разработки; добывающая скважина; взаимодействие скважин; извлекаемый объём нефти.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.63

 

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ

ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (с. 32)

 

Юрий Вениаминович Зейгман

 

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: jvzeigman@ya.ru

 

Виталий Вячеславович Сергеев,

Фанис Сулейманович Кинзябаев

 

ООО "ВИ-ЭНЕРДЖИ", Фонд "Сколково"

143026, Россия, г. Москва, Территория ИЦ "Сколково", ул. Малевича, 1,

e-mail: vsmyn23@gmail.com

 

Наращивание объемов добычи нефти в условиях завершающей стадии разработки нефтегазовых месторождений и ухудшения структуры запасов нефти возможно при внедрении эффективных технологий интенсификации добычи нефти. В статье представлены результаты анализа эффективности применения физических, химических и физико-химических технологий интенсификации добычи нефти, внедренных на Пашнинском нефтегазоконденсатном месторождении в 2014 г. По результатам сравнительного анализа определена эффективность применения комбинированных технологий воздействия, обеспечивающих ограничение водопритоков и увеличение пропускающей способности низкопроницаемых интервалов призабойной зоны карбонатных пластов. На основе результатов мониторинга и анализа режимов работы добывающих скважин построен прогноз динамики среднесуточного дебита нефти скважин до 2017 г. и определена дополнительная добыча нефти, полученная при применении технологий интенсификации добычи нефти.

 

Ключевые слова: комплексное воздействие; интенсификация добычи нефти; призабойная зона пласта; физико-химические методы; ограничение водопритоков.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.72

 

ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ

В УСЛОВИЯХ ВЫНОСА МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ (с. 36)

 

И.Г. Хамитов, Н.А. Петров, П.В. Павлов

 

ООО "СамараНИПИнефть"

443010, Россия, г. Самара, ул. Вилоновская, 18,

е-mail: KirjanovaEV@samnipineft.ru

 

И.А. Стручков, П.В. Рощин

 

ФГБОУ ВО "Санкт-Петербургский горный университет"

199106, Россия, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

 

А.Э. Манасян

 

АО "Самаранефтегаз"

443071, Россия, г. Самара, Октябрьский район, Волжский просп., 50,

тел.: (846) 333-02-32,

е-mail: sng@samng.ru

 

В работе обозначены проблемы при добыче нефти, вызванные механическими примесями, среди которых возможно выделить: износ насосного оборудования (в случае наличия абразивных частиц в составе примесей), усиление процесса образования асфальтосмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах, значительное увеличение вязкости нефти и снижение эффективности эксплуатации электроцентробежных насосов (ЭЦН). Выбран объект исследования, удовлетворяющий поставленной проблеме, для оценки влияния механических примесей на фазовые переходы парафина. Исследованы условия кристаллизации парафина в нефти при термобарических условиях двумя независимыми методами (фотометрический и микроскопия под высоким давлением). Испытания показали, что значительная концентрация инородных частиц в нефти становится причиной некорректной программной оценки результатов. Показано, что механические примеси служат причиной увеличения температуры насыщения нефти парафином. Исследования пробы нефти, профильтрованной через образец естественного керна, показали, что истинная температура насыщения нефти парафином равна 35 °C.

 

Ключевые слова: механические примеси; абразивные частицы; асфальтосмолопарафиновые отложения; парафин; термобарические условия.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.245.422

 

НОВЫЕ ТАМПОНИРУЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ

НА ОСНОВЕ МОДИФИЦИРОВАННОГО ЦЕМЕНТА И ПОЛИМЕРОВ (с. 41)

 

Вячеслав Вячеславович Мухаметшин,

Юрий Вениаминович Зейгман

 

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

тел.: (347) 676-55-90, (347) 676-64-04,

e-mail: vsh@of.ugntu.ru, jvzeigman@ya.ru

 

Рамзис Рахимович Кадыров

 

Институт "ТатНИПИнефть" ПАО "Татнефть"

423236, Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32,

тел.: (855) 947-89-47,

e-mail: ramzis.k@mail.ru

 

Александр Сергеевич Жиркеев

 

ТПП "Когалымнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь"

628486, Россия, Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, Тюменская обл., г. Когалым, ул. Дружбы народов, 6,

тел.: (346) 672-03-07

 

В работе представлены новые модифицирующие добавки: аминоэтоксиалюмоаэросил, алюмосиликатные полые микросферы, ацетоноформальдегидные смолы, глиноземистый цемент (ГЦ-40), разбавленные хлоркальциевые пластовые воды. Предложенные добавки улучшают физико-механические характеристики цементного камня, придают ему коррозионную стойкость к пластовым водам, содержащим хлориды поливалентных металлов и сероводород. Позволяют получить облегченные цементные растворы.

Разработаны новые кремнийорганические материалы, содержащие кубовые остатки фенилтрихлорсилана, существенно улучшающие тампонирующие свойства по сравнению с известными составами типа АКОР. Показана перспективность применения водоизолирующих составов на основе отечественного уретанового форполимера "Спантан-1К" при первичном креплении скважин и проведении водоизоляционных работ в процессе эксплуатации.

 

Ключевые слова: аминоэтоксиалюмоаэросил; алюмосиликатные полые микросферы; кремнийорганические соединения; глиноземистый цемент; уретановые форполимеры.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.692.4.076:620.193/.197

 

ЛОКАЛЬНАЯ УГЛЕКИСЛОТНАЯ КОРРОЗИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

СИСТЕМ СБОРА НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (с. 46)

 

Андрей Николаевич Маркин,

Святослав Валерьевич Суховерхов

 

ИХ ДВО РАН

690022, Россия, г. Владивосток, просп. 100-летия Владивостока, 159,

е-mail: Andrey.N.Markine@gmail.com, svs28@ich.dvo.ru

 

Александр Валериевич Бриков

 

"Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.", филиал в г. Южно-Сахалинске

693020, Россия, г. Южно-Сахалинск, ул. Дзержинского, 35,

e-mail: Alexander.Brikov@sakhalinenergy.ru

 

Основным видом коррозивных повреждений трубопроводов систем сбора нефти при углекислотной коррозии является локальная коррозия в виде язв и свищей. Для снижения скорости коррозии применяются ингибиторы, выбор которых основывается на проведении лабораторных испытаний для определения их эффективности для конкретной системы. На примерах нескольких месторождений Западной Сибири показано, что ингибиторы, показавшие высокую степень защиты во время лабораторных испытаний, оказываются малоэффективными по отношению к локальной коррозии при проведении опытно-промышленных испытаний. Так, при проведении лабораторных испытаний ингибитор коррозии показал защитный эффект 98,0 % при дозировке 20 мг/л на общую жидкость. Однако по результатам опытно-промышленных испытаний максимальная глубина проникновения локальной коррозии при использовании данного продукта составила 9,4600 мм/год, что сопоставимо с глубиной коррозивных повреждений без использования ингибитора (9,9500 мм/год). Данное противоречие возникает из-за того, что методики лабораторных испытаний ингибиторов коррозии не позволяют оценить защитный эффект ингибиторов по отношению к локальной коррозии. В этой связи необходимо усовершенствовать методики лабораторных испытаний ингибиторов коррозии таким образом, чтобы получать и измерять локальную коррозию в лабораторных условиях. Для этого, в первую очередь, следует увеличить продолжительность испытаний. Также рекомендуется использовать плоские образцы с площадью поверхности 20…40 см2. Более того, авторы предполагают, что для эффективного замедления локальной коррозии дозировки ингибиторов коррозии могут быть 60…120 мг/л.

  

Ключевые слова: трубопроводы систем сбора нефти; углекислотная коррозия; ингибиторы; повреждения.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276:543.42:519.23

 

КОЛИЧЕСТВЕННОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВАНАДИЯ

В ПОВЕРХНОСТНЫХ ПРОБАХ НЕФТИ ПО СПЕКТРАМ ПОГЛОЩЕНИЯ (с. 49)

 

Михаил Юрьевич Доломатов,

Светлана Андреевна Еремина,

Гульнара Ульфатовна Ярмухаметова

 

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: muhagu@rambler.ru

 

Алексей Герольдович Телин

 

ООО "Уфимский Научно-Технический Центр"

450076, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Аксакова, 59,

e-mail: telinag@ufntc.ru

 

Определение количества ванадия в нефти имеет большое значение для разведки и эксплуатации нефтяных месторождений, а также нефтехимии, поскольку данный параметр является важным показателем качества нефти. Содержание ванадия может служить характеристичным параметром разновозрастной нефти, добываемой из одного месторождения. Этот показатель очень удобен для определения парциальных дебитов в скважинах, вскрывших несколько продуктивных пластов единым фильтром. Определение содержания ванадия является обязательным при исследовании тяжелых нефтяных остатков, являющихся сырьем для процессов вторичной переработки. В данной статье представлен новый способ определения количества ванадия в пробах поверхностной нефти месторождений Западной Сибири, не требующий сложной процедуры подготовки образцов нефти, с использованием обычного спектрофотометра.

 

Ключевые слова: электронный абсорбционный спектр; нефть; концентрация ванадиловых парамагнитных центров; регрессионный анализ; удельный коэффициент поглощения.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»

Главная страница журнала