ISSN 0207-2351

Научно-технический журнал

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО

                                                                                                               Издается с 1965 г.

Август 2018 г.                                     8                           Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Жданов С.А. Трудноизвлекаемые запасы на поздней стадии разработки месторождений (стр. 5‑8)

 

Хабирова Л.К., Лощева З.А., Бравичева Т.Б., Ганиев Т.И., Хайртдинов Р.К., Саттаров А.И. Оценка влияния зон распространения трещиноватости на показатели работы скважин при организации закачки для условий башкирского объекта Аканского нефтяного месторождения на основе геолого-гидродинамического моделирования (стр. 9‑16)

 

Иктисанов В.А., Ахмадуллин Р.Х., Миронова Л.М. Метод определения оптимальной длины горизонтальных скважин (стр. 17‑21)

 

Чен-лен-сон Ю.Б., Штейнберг Ю.М. Особенности формирования нефтяных залежей в палеозойских карбонатных отложениях Западной Сибири (стр. 22‑26)

 

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 

Гуторов А.Ю. Геолого-промысловые предпосылки и возможности физико-химических методов воздействия на межскважинное пространство с целью увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении (стр. 27‑31)

 

ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН

 

Калашникова М.П., Риккер Е.А. Влияние начальной модели акустического импеданса на результат акустической инверсии, прогноз песчанистости и показатели запасов на примере пласта БТ17 Русско-Реченского месторождения (стр. 32‑41)

 

Мавлетов М.В., Валиев А.А. Эффективность неустойчивого вытеснения нефти из ячейки Хеле-Шоу (стр. 42‑45)

 

Гасумов Р.А., Керимов И.А., Харченко В.М. О проницаемости глинистых коллекторов малых месторождений (стр. 46‑52)

 

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

 

Севастьянов А.В. Упрощенная методика расчета количества газа, поступающего в затрубное пространство нефтяной скважины (стр. 53‑55)

 

КОРРОЗИЯ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

 

Мартынов В.А., Ким С.К., Даниленко Д.Г., Быковский В.В. Опыт применения различных игибиторов коррозии при использовании технологии периодического дозирования в затрубное пространство скважин коррозионно-активного фонда пермокарбоновой залежи Усинского месторождения (стр. 56‑60)

 

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА, СОЛЕЙ И ГИДРАТОВ

 

Туркин А.О., Суховерхов С.В., Полякова Н.В., Логвинова В.Б. Опыт исследования и способов удаления полимерных твердых отложений в теплообменнике нефтедобывающей платформы "Пильтун-Астохская-Б" (о. Сахалин) (стр. 61‑65)

 

Бриков А.В., Маркин А.Н., Суховерхов С.В., Задорожный П.А. Современные методы анализа концентрации ингибиторов солеотложений в воде (стр. 66‑72)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 622.276.1/.4"712.8"          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-8-5-8

 

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ
РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (с. 5)

 

Станислав Анатольевич Жданов, д-р техн. наук, проф.

 

АО "ВНИИнефть" имени А.П. Крылова

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

e-mail: jdanov@vniineft.ru

 

Остаточные запасы нефти заводнённых пластов на поздней стадии разработки правомерно относить к трудноизвлекаемым. На основе результатов исследований и анализа опыта разработки нефтяных месторождений рассматриваются научные и практические задачи, которые необходимо решать при реализации технологий увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки. Предлагается адресный подход к выбору и применению технологий воздействия.

 

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи; эффективность воздействия; повышение нефтеизвлечения; поздняя стадия разработки.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4:552.54+622.276.342          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-8-9-16

 

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ЗОН РАСПРОСТРАНЕНИЯ ТРЕЩИНОВАТОСТИ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ
СКВАЖИН ПРИ ОРГАНИЗАЦИИ ЗАКАЧКИ ДЛЯ УСЛОВИЙ БАШКИРСКОГО ОБЪЕКТА АКАНСКОГО
НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ОСНОВЕ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО
МОДЕЛИРОВАНИЯ (с. 9)

 

Л.К. Хабирова, З.А. Лощева, Т.И. Ганиев

 

ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина

423450, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 75,

e-mail: KhabirovaLK@tatneft.ru

 

Т.Б. Бравичева

 

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: bravicheva_t_b@mail.ru

 

Р.К. Хайртдинов, А.И. Сатаров

  

ЗАО "Предприятие Кара Алтын"

423450, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Базовая, 24

 

Статья посвящена исследованиям карбонатных кавернозно-трещинных коллекторов Аканского месторождения башкирского объекта с целью оптимизации разработки. По объекту наблюдается значительное снижение пластового давления. На отдельных участках организована очаговая система заводнения, которая характеризуется невысокой эффективностью: традиционный подход к системе поддержания пластового давления (ППД) малоприменим для данных условий. Задача, стоящая перед авторами, заключалась в оценке зависимости показателей работы скважин при организации закачки от их взаиморасположения с зонами трещиноватости. В результате исследований определены наиболее эффективные варианты разработки карбонатных коллекторов для заданных условий с технологической и экономической точек зрения. При их обосновании необходимо учитывать распространение трещиноватости.

 

Ключевые слова: добывающие скважины; кавернозно-трещинные коллекторы; зоны трещиноватости; оптимизация разработки.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-8-17-21

 

МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНОЙ ДЛИНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (с. 17)

 

В.А. Иктисанов, д-р техн. наук, проф.

 

ТатНИПИнефть

423233, Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32,

e-mail: iktissanov@tatnipi.ru

 

Р.Х. Ахмадуллин

 

НГДУ "Прикамнефть" ПАО "Татнефть"

423600, Россия, Республика Татарстан, г. Елабуга, просп. Нефтяников, 32

 

Л.М. Миронова

 

ООО "Наука"

423233, Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 66

 

Предлагается метод определения оптимальной длины горизонтальной скважины (ГС), основанный на гидродинамическом моделировании участка залежи с окружающими скважинами. В качестве оптимизационного критерия используется накопленный чистый дисконтированный доход. Отличием данного метода от предыдущих является использование накопленных добычи нефти, воды и закачки воды при подсчете чистого дисконтированного дохода (ЧДД), что позволяет учесть максимальное число определяющих факторов. Выполненные расчеты показали, что оптимальная длина забоя ГС в значительной степени зависит от геологических особенностей участка залежи, на котором закладывается её бурение, состояния разработки и других факторов, в связи с этим поиск оптимальной длины должен проводиться индивидуально для каждой ГС. Предлагаемый способ имеет непосредственную практическую значимость и позволяет оптимизировать процессы разработки месторождений.

 

Ключевые слова: горизонтальная скважина; участок залежи; гидродинамический симулятор; накопленная добыча; чистый дисконтированный доход; экстремум; стоимость скважин.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 553.98(571.1)          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-8-22-26

 

ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В ПАЛЕОЗОЙСКИХ КАРБОНАТНЫХ
ОТЛОЖЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (с. 22)

 

Ю.Б. Чен-лен-сон, Ю.М. Штейнберг

 

Федеральное государственное учреждение "Федеральный научный центр Научно-исследовательский институт системных исследований Российской академии наук"

117218, Россия, г. Москва, Нахимовский просп., 36, корп. 1,

e-mail: JChenlenson@niisi.ras.ru

 

В статье рассмотрены вопросы генезиса палеозойских карбонатных отложений и формирования в них нефтяных залежей. Показана вероятность образования трёх различных залежей нефти. Рассмотрена роль коры выветривания в формировании залежи. Проведён анализ текущего подсчёта запасов методом "материального баланса".

 

Ключевые слова: нефть; карбонаты; рифовое тело.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.6          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-8-27-31

 

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ПРЕДПОСЫЛКИ И ВОЗМОЖНОСТИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ
МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА МЕЖСКВАЖИННОЕ ПРОСТРАНСТВО С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ (с. 27)

 

Александр Юльевич Гуторов, канд. техн. наук

 

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет", филиал в г. Октябрьском

452600, Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54а,

e-mail: gutorov70@mail.ru

 

В статье приводится анализ выработки запасов по каждому из пяти блоков Акташской площади Ново-Елховского нефтяного месторождения ПАО "Татнефть", сложенных терригенными девонскими коллекторами, разрабатываемых с применением систем поддержания пластового давления.

Показано влияние различных геолого-технических факторов на эффективность разработки терригенных девонских отложений в условиях проведения активного процесса заводнения нефтяных пластов. Установлено, что неравномерность выработки запасов по пластам и группам коллекторов связана, кроме определяющего влияния особенностей геологического строения, с рядом технологических факторов, в частности с эффективностью использования фонда скважин для вовлечения запасов в разработку. Рассмотрены мероприятия по совершенствованию разработки месторождений и повышению коэффициента нефтеизвлечения. Оценена их эффективность, а также даны рекомендации по улучшению выработки трудноизвлекаемых запасов нефти и комплексированию различных технологий воздействия.

 

Ключевые слова: месторождение; эксплуатационный объект; разработка; залежь; коллектор; горизонт; продуктивный пласт; водонефтяная зона; коэффициент извлечения нефти; регулирование разработки; извлекаемые запасы; методы увеличения нефтеотдачи.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 550.832.4:553.98.048ПД          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-8-32-41

 

ВЛИЯНИЕ НАЧАЛЬНОЙ МОДЕЛИ АКУСТИЧЕСКОГО ИМПЕДАНСА НА РЕЗУЛЬТАТ
АКУСТИЧЕСКОЙ ИНВЕРСИИ, ПРОГНОЗ ПЕСЧАНИСТОСТИ И ПОКАЗАТЕЛИ ЗАПАСОВ
НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА БТ17 РУССКО-РЕЧЕНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 32)

 

Мария Петровна Калашникова,

Елизавета Алексеевна Риккер

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

625048, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42,

e-mail: tnnc@rosneft.ru

 

В рамках проекта по анализу существующих рисков на основе геологических моделей продуктивных пластов Русско-Реченского месторождения была проведена детальная переинтерпретация пласта БТ17 с учетом его клиноформного строения.

В ходе данной работы выполнены расчет акустической инверсии с получением куба акустического импеданса для прогноза песчанистости в пределах пласта БТ17, представленного часто переслаивающимися линзами, а также прогноз песчанистости по кубу, рассчитанному без учета детальной переинтерпретации для решения задач геолого-разведочных работ.

Главной задачей работы было показать отличия фоновых моделей: использованной при расчете нового куба АИ и рассчитанной ранее. А также какое влияние может отказать фоновая модель на дальнейшие результаты в условиях низкой разбуренности и выделения пластов с высокой детальностью. Большое влияние на начальную модель оказывают число скважин, качество ГИС и правильно подобранный фильтр низких частот.

В качестве результатов приводится разница между запасами, утвержденными ГКЗ, и полученными с использованием разных кубов акустического импеданса, как отдельно для пласта БТ17, так и для всего месторождения в целом.

 

Ключевые слова: акустическая инверсия; прогноз песчанистости; клиноформы; газовое месторождение; подсчет запасов; анализ рисков.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276+532.54          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-8-42-45

 

ЭФФЕКТИВНОСТЬ НЕУСТОЙЧИВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ЯЧЕЙКИ ХЕЛЕ-ШОУ (с. 42)

 

Марат Венерович Мавлетов

 

ООО "РН−УфаНИПИнефть"

450103, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Бехтерева, 3/1,

e-mail: MavletovMV@ufanipi.ru

 

Азат Ахматович Валиев

 

Институт механики им. Р.Р. Мавлютова – Обособленное структурное подразделение ФГБУН Уфимского федерального исследовательского центра Российской академии наук (ФГБУН ИМех УФИЦ РАН)

450054, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, просп. Октября, 71,

e-mail: azatphysic@mail.ru

 

В статье представлены результаты экспериментального исследования неустойчивого вытеснения нефти газом и водой при постоянном давлении на входе из ячейки Хеле-Шоу – физической модели трещины в нефтяном пласте. Выявлено существенное различие между процессами течения нефти при использовании различных вытесняющих агентов. По мере приближения к выходной зоне вода, в отличие от газа, теряет сплошность – происходит разрыв так называемых вязких пальцев (под термином "вязкие пальцы" понимаются нитевидные структуры вытесняющей фазы, искажающие плоскую границу раздела фаз). Выявлено, что после достижения выходной зоны (стока) вытесняющим флюидом происходит изменение направления течения вязких пальцев в соответствии с перераспределением поля давления. Увеличение скорости фильтрации агента снижает долю остаточных оторочек нефти. При одинаковых объёмах прокачки флюидов вода более эффективно вытесняет нефть.

 

Ключевые слова: нефть; газ; ячейка Хеле-Шоу; вязкие пальцы; неустойчивое вытеснение; фрактальная размерность; модель; трещина; пласт; флюид.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.031.011.433:550.832          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-8-46-52

 

О ПРОНИЦАЕМОСТИ ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ МАЛЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (с. 46)

 

Рамиз Алиевич Гасумов, д-р техн. наук, проф.

 

АО "СевКавНИПИгаз"

355035, Россия, г. Ставрополь, ул. Ленина, 419,

e-mail: Priemnaya@scnipigaz.ru

 

Ибрагим Ахмедович Керимов, д-р физ.-мат. наук, проф., академик Академии наук Чеченской Республики, вице-президент АН ЧР

 

Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта РАН

123242, Россия, г. Москва, ул. Б. Грузинская, 10, стр. 1,

e-mail: kerimov@ifz.ru

 

Владимир Михайлович Харченко, д-р геол.-минер. наук, проф. Института нефти и газа

 

Северо-Кавказский федеральный университет

355000, Россия, г. Ставрополь, просп. Кулакова, 16/1,

e-mail: gng@nstu.ru

 

В статье рассмотрены вопросы выделения и оценки фильтрационно-емкостных параметров глинистых коллекторов, обоснования нефтегазонасыщенной толщины и проницаемости коллекторов. Приведены результаты исследований свойств глинистых пород нижнемайкопских отложений: пористость, объемный вес, известковистость, коэффициент гидрофобности, удельное электрическое сопротивление, интервальное время распространения упругих продольных волн. По результатам бурения скважин с учетом их расположения и особенности строения природного резервуара выделены три категории участков для проведения поисковых работ. Изложены подходы определения численных значений параметров по данным гидродинамических исследований, характеризующих гидродинамические свойства скважин и пластов, а также установлены особенности их строения (наличие неоднородностей, непроницаемых границ). Для количественной оценки параметров коллектора проанализированы результаты гидродинамических исследований скважин и изучены индикаторные диаграммы. Кривые восстановления давления, зарегистрированные на скважинах, имеют типичный вид, характерный для трещинно-порового типа коллектора.

 

Ключевые слова: порода-коллектор; глинистые отложения; пласт; скважина; трещиноватость; коллекторские свойства; кривая восстановления давления; гидрофобизация; приток нефти.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-8-53-55

 

УПРОЩЕННАЯ МЕТОДИКА РАСЧЕТА КОЛИЧЕСТВА ГАЗА, ПОСТУПАЮЩЕГО В ЗАТРУБНОЕ
ПРОСТРАНСТВО НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ (с. 53)

 

Александр Владимирович Севастьянов

 

ООО "ЗДТ "Ареопаг"

197374, Россия, г. Санкт-Петербург, ул. Оптиков, 4, корп. 3, лит. А,

e-mail: info@areopag-spb.ru

 

Расчет количества газа, поступающего с приема скважинного насоса в затрубное пространство, необходим для проектирования компрессора, применяемого для снижения давления и увеличения депрессии на пласт.

Для выбора длины хода поршня подвесного компрессора к станку-качалке и его диаметра, обеспечивающих отбор газа до давлений в затрубном пространстве, близких к атмосферному, необходимо располагать объемными расходами газа, поступающего с приема насоса в затрубное пространство скважины.

Этот расход зависит от большого числа факторов, главными из которых являются дебит скважины по нефти, газовый фактор нефти, количество газа, выделяющегося из нефти при давлении, равном давлению на приеме насоса, коэффициент сепарации газа на приеме насоса, давление на приеме насоса, плотность жидкости в затрубном пространстве, давление в выкидном коллекторе и параметры работы станка-качалки.

В статье приводится упрощенная методика расчета количества газа, поступающего в затрубное пространство нефтяной скважины для проектирования подвесного компрессора к станку-качалке.

 

Ключевые слова: дебит скважины; скважина, оборудованная штанговым насосом (УСШН); станок-качалка; редуктор; балансир; подвесной компрессор; затрубное пространство; давление газа; давление на приеме насоса; давление насыщения; газовый фактор; коэффициент сепарации; крутящий момент; диаметр поршня; длина хода поршня.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276+620.197.3          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-8-56-60

 

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ИГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ
ТЕХНОЛОГИИ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ДОЗИРОВАНИЯ В ЗАТРУБНОЕ ПРОСТРАНСТВО СКВАЖИН
КОРРОЗИОННО-АКТИВНОГО ФОНДА ПЕРМОКАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ
УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 56)

 

Владимир Анатольевич Мартынов

 

ТПП "ЛУКОЙЛ−Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ−Коми"

169710, Россия, Республика Коми, г. Усинск, ул. Транспортная, 4,

e-mail: Vladimir.A.Martynov@lukoil.com

 

Светлана Константиновна Ким, канд. техн. наук,

Дмитрий Геннадьевич Даниленко, канд. биол. наук,

Валерий Владимирович Быковский

 

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

 

В статье представлены подходы к выбору ингибитора коррозии и технологии его применения на коррозионно-активных скважинах добывающего фонда пермокарбоновой залежи Усинского месторождения ТПП "ЛУКОЙЛ−Усинскнефтегаз". Проведен анализ эффективности ингибиторов коррозии при применении технологии периодического дозирования реагента на скважинах коррозионно-активной среды, определен наиболее эффективный ингибитор коррозии, сделаны выводы по практическому использованию ингибитора коррозии применимо к добывающим скважинам.

 

Ключевые слова: ингибитор коррозии; общая коррозия; локальная коррозия; остаточное содержание ингибитора коррозии.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4.04:622.276.72          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-8-61-65

 

ОПЫТ ИССЛЕДОВАНИЯ И СПОСОБОВ УДАЛЕНИЯ ПОЛИМЕРНЫХ ТВЕРДЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
В ТЕПЛООБМЕННИКЕ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПЛАТФОРМЫ "ПИЛЬТУН-АСТОХСКАЯ-Б"
(о. Сахалин) (с. 61)

 

Андрей Олегович Туркин

 

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

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

е-mail: Andrey.Turkin@sakhalinenergy.ru

 

Святослав Валерьевич Суховерхов, канд. хим. наук,

Наталья Владимировна Полякова, канд. хим. наук,

Вера Богдановна Логвинова, канд. хим. наук

 

Федеральное бюджетное учреждение науки Институт химии Дальневосточного отделения Российской академии наук (ИХ ДВО РАН)

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

e-mail: svs28@ich.dvo.ru, polyakova@ich.dvo.ru, logvinova@ich.dvo.ru

 

Классическими и современными физико-химическими методами анализа исследован химический состав образцов твердых отложений (ТО) из теплообменника, электродегидратора и фильтров производственной воды нефтедобывающей платформы "Пильтун-Астохская-Б" (Пильтун-Астохское месторождение, о. Сахалин).

Основным объектом изучения являлись ТО, отобранные с нагревательной поверхности теплообменника, являющегося главным нагревателем нефти.

Установлено, что основные компоненты данных образцов – вода, нефтяные углеводороды и неорганические соединения, главным образом, хлорид натрия, оксиды кремния и железа, а также карбонат кальция. В образцах твердых отложений из теплообменника, а также электродегидратора обнаружен полимер, известный как ксантановая камедь, содержащийся в реагенте N-VIS, используемом на платформе "Пильтун-Астохская-Б" в качестве компонента жидкости заканчивания скважин, повышающего вязкость раствора.

Предложена мера отмыва ТО с поверхности теплообменника с помощью деэмульгатора, имеющего в своём составе более сильные свойства поверхностно-активных веществ.

 

Ключевые слова: нефть; твердые отложения (ТО); гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ); ксантановая камедь; рентгенофазовый анализ (РФА); энергодисперсионный рентгенофлуоресцентный анализ (ЭДРФА); пиролитическая хромато-масс-спектрометрия; давление насыщенных паров (ДНП); установка подготовки нефти (УПН); опытно-промышленные испытания (ОПИ); поверхностно-активные вещества (ПАВ).

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.72          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-8-66-72

 

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ АНАЛИЗА КОНЦЕНТРАЦИИ ИНГИБИТОРОВ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ
В ВОДЕ (с. 66)

 

Александр Валериевич Бриков1,

Андрей Николаевич Маркин2,3, канд. техн. наук,

Святослав Валерьевич Суховерхов3, канд. хим. наук,

Павел Анатольевич Задорожный3, канд. биол. наук

 

1 АО "Нефтегазхолдинг"

119019, Россия, г. Москва, Арбатская площадь, 1,

е-mail: alex_v_brikov@list.ru

 

2 ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет", филиал в г. Нижневартовске

628616, Россия, Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ − Югра, г. Нижневартовск, Западный промышленный узел, Панель 20, ул. Ленина, 2/П, стр. 9,

e-mail: Andrey.N.Markine@gmail.com

 

3 Федеральное бюджетное учреждение науки Институт химии Дальневосточного отделения Российской академии наук (ФБУН ИХ ДВО РАН)

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

e-mail: svs28@ich.dvo.ru; zadorozhny@rambler.ru

 

В нефтегазовой промышленности потребление полимерных ингибиторов солеотложения возрастает. Как и для других типов ингибиторов солеотложения, для полимерных реагентов измерение концентрации в воде является важной задачей для их эффективного применения. В настоящее время стандартные методы измерения концентрации полимерных ингибиторов солеотложений в воде отсутствуют. В статье приводится обзор современных методов анализа полимерных ингибиторов солеотложения с описанием их достоинств и недостатков.

 

Ключевые слова: полимерный ингибитор солеотложения; методы анализа; флуоресценция с временным разрешением; нефелометрия; индуктивно связанная плазма; иммунологический анализ; высокоэффективная жидкостная хроматография.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

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

Главная страница журнала