Бесплатный автореферат и диссертация по биологии на тему
Разработка экологически безопасных технологий при сооружении и эксплуатации скважин в условиях Европейского Севера
ВАК РФ 03.00.16, Экология
Автореферат диссертации по теме "Разработка экологически безопасных технологий при сооружении и эксплуатации скважин в условиях Европейского Севера"
На правах рукописи
ВОЛКОВ ВЛАДИМИР НИКОЛАЕВ»
РАЗРАБОТКА ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ СООРУЖЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ЕВРОПЕЙСКОГО СЕВЕРА
Специальность 03.00.16 - «Экология» Специальность 25.00.17 — «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Москва 2006
Работа выполнена в Ухтинском государственном техническом университете
Официальные оппоненты: доктор химических наук, профессор
Голубева Ирина Александровна
доктор технических наук, профессор Долгий Иван Емельянович .
доктор технических наук, профессор Кашпар Леонтий Николаевич
Ведущее предприятие: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) филиал «СеверНИПИГАЗ», (г. Ухта)
Защита диссертационной работы состоится 200б г. в 10 часов
на заседании диссертационного совета Д 212.200.12 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 119991 г. Москва, Ленинский проспект, 65, ауд.
С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губхина
Автореферат разослан" ^ " 2006 г.
Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук, доцент
Иванова Л.В.
Общая характеристика работы Актуальность темы. В настоящее время наращивание добычи природных и нефтяных газов, являющихся ценным сырьём для химической промышленности и важнейшим источником энергетических ресурсов, прежде всего, происходит за счёт ввода в разработку новых месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера и Западной Сибири.
Среди техногенных факторов, оказывающих воздействие на окружающую среду, добыча углеводородного сырья относится к наиболее землеемким и агрессивным отраслям. Уже сейчас отдельные нефтедобывающие территории по состоянию окружающей среды приближаются к районам экологического бедствия. Особенно велика опасность экологических катастроф при эксплуатации трубопроводов большого диаметра в экстремальных северных ландшафтах России, что подтверждается экологической катастрофой в районе г. Усинска, где в результате серии аварийных выбросов в окружающую среду вылились тысячи тонн нефти.
Природная среда и технические сооружения нефтепромыслов выступают в качестве подсистем единой геотехнической системы, и неучет этого обстоятельства служит причиной критических ситуаций. Проблемы агрессии среды относительно технических объектов и мероприятия по их защите теснейшим образом смыкаются с вопросами охраны среды от загрязнений. При этом важнейшей задачей является изучение уровней и форм геохимических нагрузок на природные комплексы. Не зная уровней содержания загрязнителей в природных средах (почвах, грунтах, водах, биоте), их состава, особенностей пространственного распределения, характера взаимодействия с природными системами, а также устойчивости и способности разных природных объектов к самоочищению, нельзя разработать комплекс мероприятий по оптимизации природопользования в нефтедобывающих районах, включая рекультивацию загрязненных земель.
Необходимость уменьшения риска разрушения природной среды и минимизации отрицательных следствий нефтедобывающего производства
определяет актуальность получения территориально дифференцированной информации об эколого-геохимических последствиях добычи нефти и газа, включая определение количественных и качественных закономерностей распределения загрязнителей по площади ореола загрязнения (определение их геохимической структуры), вероятность и интенсивность посттехногенного расширения общего объема загрязненного почвенного пространства.
Цель работы. Разработка экологической модели комплексной переработки пластовых вод нефтяных месторождений, математического моделирования и расчетов тепло-массообменных процессов при закачке теплоносителя в теплоизолированные трубы, технологической схемы и экономической модели процесса утилизации сбросных газов с использованием метода прямого окисления метана для получения метанолсодержащего растворителя для борьбы с гидратообразованием в стволе скважины, анализ научно-практических основ снижения тепловых и токсичных выбросов в процессе нефтедобычи и нефтепереработки в условиях Крайнего Севера.
Разработка и создание математической модели тепломассообмена парогенератора ЦППС и программа инженерного расчета камеры сгорания ЦППС на ЭВМ.
Научная новизна. Впервые проведен комплексный анализ воздействия объектов нефтегазодобывающего комплекса Европейского Севера России -Усинского, Ярегского, Харьягинского месторождений на природную среду северных регионов, а также анализ реакций природной среды на эти воздействия.
Научно обоснована и экспериментально подтверждена технологическая и экономическая целесообразность использования метода прямого окисления метана для получения метанола в местах расположения нефтегазодобывающих промыслов Крайнего Севера. Теоретически обоснован и предложен метод борьбы с гидратообразованием в стволе скважины.
Научно обоснована и разработана на уровне патентов конструкция термоизолированной колонны с коаксиально расположенными наружными и внутренними трубами, перемещаемыми свободно и независимо друг от друга. Продолжено развитие методик по определению потерь тепла в скважинах при закачке в пласт теплоносителей в условиях Крайнего Севера. Положения, выносимые на защиту
1. Проведение комплексного анализа воздействия объектов нефтегазовой отрасли на криолитозону при сооружении и эксплуатации скважин на месторождениях Европейского Севера;
2. Аналитические зависимости для прогнозирования уровня загрязнения окружающей среды нефтегазодобывающими предприятиями;
3. Прогнозирование глубины зоны возможного образования гидратов как в простаивающей, так и в работающей скважине;
4. Обоснована технология получения метанола из метана методом прямого окисления кислородом воздуха;
5. Методология оценки снижения воздействия пластовых вод нефтяных месторождений Крайнего Севера на окружающую среду;
6. Исследование теплопотерь на примере Ярегского месторождения в зависимости от заполнения затрубного пространства теплоподающих труб газом, водой, нефтью и базальтовым волокном;
7. Исследование установившихся зависимостей рабочих параметров и процессов в камерах сгорания ЦППС, оценка их теплотехнических, конструктивных показателей и экологической эффективности. Практическая ценность и реализация результатов исследований. Разработана и внедрена конструкция скважины для добычи аномальных
нефтей с применением тепловых методов на месторождениях Европейского Севера.
Разработаны организационно-технические и конструктивные мероприятия по снижению воздействия пластовых вод нефтяных месторождений на окружающую среду.
Разработана технология определения начала гидратообразования газа определенного состава в стволе скважины в условиях Севера.
Предложена технология получения метанола из метана методом прямого окисления кислородом воздуха и разработана автономная, малотоннажная установка.
Апробированы и внедрены математические модели оценки уровня загрязнения окружающей среды хлоридами, сульфатами и карбонатами щелочных и щелочноземельных металлов.
Предложена конструкция и методика расчета теплоизолированных колонн с коаксиально расположенными наружными и внутренними трубами, перемещаемыми свободно и независимо друг от друга. Установлена работоспособность колонны при разности температур на внутренней и наружной трубе, равной 250°С с перемещением нижнего торца внутренней трубы до 5,8 м.
Создан натурный экспериментальный стенд, позволяющий выполнять весь комплекс аэродинамических и тепловых исследований камер сгорания цилиндрических прямоточных парогенераторов. Полученные экспериментальные данные можно использовать для дальнейших проектных разработок.
Предложена конструкция горелки и методика расчета ее параметров с аксиально-тангенциальным завихрителем. Конструкция горелки отличается простотой изготовления и экономичностью.
Представленные в диссертации результаты использованы в создании технических и рабочих проектов опытно-промышленного мобильного парогенератора в ДСП ТПП «Ухта-Нефть» и приняты к реализации в ОАО «ЯНТК» Республики Коми.
Результаты теоретических и экспериментальных исследований настоящей работы используются в учебном процессе VI ТУ.
Методы исследований. Поставленные цель и задачи исследований решались с использованием детального анализа и обобщения существующего опыта, технологии и исследований по нефтегазодобыче в условиях Крайнего Севера.
Апробация результатов исследований. Результаты теоретических и экспериментальных исследований по диссертационной работе обсуждались ежегодно на научных конференциях и семинарах УГТУ с 1994 по 2005гт., на международных конференциях: «Север и экология — 21 век: экологическое образование и воспитание» 1999-2001г. г. Москва, РГУНГ; «Освоение ресурсов трудно извлекаемых и высоковязких нефтей», 2001 г., г. Анапа; «Проблемы строительного комплекса России», 2004 г., Уфа; «Международная научно-практическая конференция «Передовые технологии на пороге XXI века». — Москва: 1998; «Современные технологии проектирование и энергосбережения в условиях Крайнего Севера» 2000-2001г. г. Ухта, УГТУ; «Проблемы строительства инженерного обеспечения и экологии городов» 2002-2003 г. Пенза. Диссертация и ее разделы неоднократно обсуждались на научно-технических советах (НТС) ОАО (ПО) «Коминефть», ОАО «Битран» 19852003г., на Всероссийской конференции «Техноэкогеофизика» (г. Ухта, октябрь
2002 г.), «Нефть и газ Европейского северо-востока России» (г. Ухта, апрель
2003 г.), на НТС ТПП «Лукойл-Ухтанефтегаз» (г. Ухта, Печорнипинефть, май 2003 г.), «Природоресурсный потенциал России» (г. Пенза, 2004г.), XXIY Российской школе по проблемам науки и технологий (г. Миасс, 2004г.), «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе» (г. Москва, 2005 г.), «Проблемы строительного комплекса России», (2005 г., Уфа).
Публикации по результатам исследований. По теме диссертации опубликованы 2 монографии, более 162 работ в научно-технических журналах, трудах конференций и совещаний, получено 1 авторское свидетельство и 5 патентов, 5 учебно-методических пособий с грифом УМО.
Структура и объем работы. Диссертационная работа изложена на 450 страницах машинописного текста и состоит из введения, 6 глав, библиографического списка литературы наименований, содержит 108 рисунков, 71 таблицу и приложение.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении определена актуальность темы, цель работы и научные положения, выносимые на защиту.
Проблемы защиты окружающей среды при строительстве и эксплуатации скважин в северных условиях (на примере Республики Коми)
Освоение ресурсов углеводородного сырья в криолитозоне при современном уровне знаний и технологий неизбежно сопровождается процессами антропогенного преобразования и изменения естественного хода сукцессии тундрового ландшафта Каждая из стадий освоения месторождений (разведка, обустройство, эксплуатация) отличается видами, интенсивностью, уровнями воздействия и степенью преобразования природной обстановки. Выявлены следующие наиболее значимые виды воздействия объектов газовой промышленности на природную среду:
В работе проведен анализ источников, видов и объектов воздействия на Усинском, Харьягинском и Ярегском месторождениях на природные комплексы северных регионов, а также анализ реакций природной среды на эти воздействия.
химическое загрязнение природных экосистем, вызывающее изменение биогеохимической организованности территории;
нарушения граничных условий на поверхности многолетнемерзлых пород, вызывающие возникновение комплекса экзогенных физико-геологических процессов и явлений вследствие изменения естественного равновесия и условий тепловлагообмена в системе «мерзлый грунт - сезонно-талый слой — атмосфера»;
тепловые воздействия на массив мерзлых пород, определяющие изменения геокриологической обстановки в верхней части многолетнемерзлой толщи.
Сделан вывод, что техногенные изменения сложившихся условий природного равновесия, превышающие энергетический потенциал саморегуляции экосистем, приводят в действие механизмы их адаптации к
новым условиям, внешне проявляющиеся в активизации комплекса криогенных процессов, угрожающих надежности функционирования газопромысловых объектов. Интенсивность обратной реакции природной среды на техногенные воздействия всецело определяется состоянием наиболее уязвимого компонента северного ландшафта — многолетнемерзлых пород.
Современное состояние защиты технологического оборудования от гидратообразования в стволе скважин Представлен анализ литературных источников по результатам взаимодействия нефтегазодобывающих промыслов с окружающей средой, сформулированы цель и задачи исследования. Разработана технология защиты технологического оборудования от гидратообразования в стволе скважин. В работе рассматривается современное состояние защиты технологического оборудования на газодобывающих промыслах Крайнего Севера.
В настоящее время наращивание добычи природных и нефтяных газов, являющихся ценным сырьём для химической промышленности и важнейшим источником энергетических ресурсов, прежде всего, происходит за счёт ввода в разработку новых месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера и Западной Сибири. Большое число нефтегазовых и газоконденсатных месторождений находится в разрезе многолетней мерзлоты, простирающейся на некоторых залежах до 500 м.
Общие запасы природного газа месторождений, располагающихся в районах вечной мерзлоты, многократно превышают запасы, располагающиеся в других районах России. Однако из-за наличия в разрезе многолетней мерзлоты разработка этих месторождений и эксплуатация скважин сопряжена со значительными трудностями технического и технологического характера.
Серьёзным затруднением при эксплуатации скважин на этих месторождениях, прежде всего, является гидратообразование, и от успешного решения этой проблемы в значительной мере будет зависеть подача газа дальним потребителям. В представленной главе рассматриваются современные методы борьбы с образованием гидратов в стволе скважины.
Большинство компонентов природного газа в соединении с водой образуют гидраты - твёрдые, кристаллические соединения переменного состава, которые при высоком давлении могут существовать при положительных температурах.
Рентгенографически установлены два типа кристаллической решётки гидратов: структура-1, построенная из 46 молекул воды и имеющая 8 полостей (две малых и шесть больших), и структура-И - 136 молекул воды, 16 малых полостей и 8 больших. Молекулы газа-гидратообразователя находятся в полостях решётки, которая может существовать только при наличии этих молекул.
Природный газ, представляющий собой смеси различных газов, образует смешанные гидраты структуры-Н, когда большие полости заполнены молекулами пропана и изобутана, а малые - меньшими молекулами остальных компонентов природного газа.
Условия образования гидратов (область левее кривых) для компонентов природного газа в координатах «давление-температура» представлены на рис.1. Гидрат метана может существовать при температурах значительно выше 0°С; углекислый газ, метан и особенно сероводород согласно рис.1, образуют гидраты ещё легче (так, сероводород может образовывать гидраты при давлении 22 атмосферы и температуре 29,5°С). Это свойство сероводорода обусловливает, в частности, более активное гидратообразование при наличии его в природных газах по сравнению с газами той же плотности, но не содержащими сероводорода.
Наличие в газе даже нескольких процентов пропана и изобутана резко влияет на условия гидратообразования, Так, при температуре +5°С уже 1% пропана приводит к значительному снижению давления гидратообразования — для чистого метана 44,5 атмосфер и при наличии 1% пропана 25 атмосфер. При содержании пропана в смеси 4,8% давление гидратообразования снижается до 13 атмосфер (при той же температуре +5°С).
Для определения равновесного давления гидратообразования необходимо знать не только температуру, но и состав газа (таблица. 1). При наличии в метане азота равновесное давление гидратообразования повышается.
Гидраты природного газа внешне напоминают мокрый снег или лёд, в зависимости от условий и места образования. Плотность гидратов немного меньше единицы: 0,88 - 0,9 г/см3. Некоторые свойства гидратов: давление разложения при 0°С (Р, =0), температура разложения при абсолютном давлении 1 атмосфера (1Р = 1), теплота образования гидратов из газа и жидкой воды (Н{) и из газа и льда (Яг), критическая точка разложения гидрата Лф и Ркр для компонентов природного газа приведены в таблице 1, составленной по экспериментальным данным различных авторов. Из таблицы 1 следует, в частности, что гидрат метана не имеет критической температуры гидратообразования, так как у метана весьма малы силы внутреннего взаимодействия (температура кипения -190°С), поэтому линия упругости паров чистого метана заканчивается в критической точке газа до соприкосновения с линией упругости паров гидрата.
Теплоты образования гидратов обеих структур изо льда и газа Яг отличаются сравнительно мало, тогда как при образовании гидратов из газа и жидкой воды мольная теплота образования для гидратов структуры-1 не более 15 ккал, а для гидратов структуры-И - Н\ составляет 31,5±2,5 ккал/моль.
Для успешной борьбы с гидратами в стволах скважин необходимо заранее знать глубину зоны возможного образования гидратов, как в простаивающей, так и в работающей скважине. Решение этого вопроса достигается путём сравнения условий начала гидратообразования газа данного состава с температурой и давлением в стволе скважины.
р.
500 400 300 200
150
100
50
25 10
-5 0 +5 10 15 20 25 1,0С
Рисунок 1. Условия гидратообразования компонентов природных газов
Таблица 1
Свойства гидратов
Компонент Р„ ат 1Р,сС V ЕС Р» ат Ни ккал/моль я2, ккал/моль
СИ, 26,00 -29,00 - - 14,51 4,40
Сз Н« 5,20 -15,80 +14,5 34,0 15,02 6,30
С3Н8 1,70 -8,50 +5,5 5,6 32,00 6,34
изо-С4Ню 1,20 0,00 +2,6 1,7 32,96 5,37
со2 12,47 -24,00 +10,0 45,0 14,42 -
НгБ 0,96 +0,35 +29,5 23,0 14,81 -
N2 160,00 - -1.4 139,0 11,84 3,81
Для предупреждения образования гидратов в потоке газа необходимо устранить хотя бы одно из условий существования гидратов: высокое давление, низкую температуру или свободную влагу. В связи с этим, основными методами борьбы с гидратами являются понижение давления, повышение температуры, осушка газа или ввод антигидратных ингибиторов.
Большинство применяющихся для этой цели веществ и ранее широко использовались в газовой промышленности для осушки газов: гликоль, твёрдый хлористый кальций и его растворы, хлористый литий.
Ингибиторы гидратообразования вводятся в поток газа на забой скважины без изменения температуры и давления газа в стволе скважины. Растворяясь в воде, имеющейся в потоке газа, ингибиторы снижают давление паров воды. При этом, если гидраты и образуются, то при более низкой температуре, чем в чистой воде. Ввод ингибиторов на уже образовавшиеся отложения гидратов также снижает давление паров воды, равновесие гидрат-вода нарушается, упругость паров воды над гидратом оказывается больше, чем над водным раствором, что и приводит к разложению гидратов.
Для борьбы с гидратами в стволах скважин в условиях Севера в настоящее время наиболее приемлемым остаётся метанол. Его существенные недостатки - дороговизна и токсичность — искупаются несомненными преимуществами: высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки, малой вязкостью и низкой температурой замерзания. Последнее обстоятельство и определяет, в первую очередь, возможность его широкого распространения на Севере.
Разработка технологии производства метанол-содержащего растворителя для борьбы с гидратообразованием в стволе скважин
Одним из путей снижения гидратообразования в стволе скважин является использование метанолсодержащего растворителя по разработанной нами технологии. В работе рассмотрен механизм образования метанола в цилиндрическом обогреваемом реакторе. Доказано, что большое влияние на ход протекания процесса образования метанола оказывает ряд внутренних и
внешних условий. К внутренним условиям могут быть отнесены: давление в реакторе р\ расход газовой смеси состав исходной газовой смеси;
распределение температуры газа по длине реактора; длина обогреваемой части реактора; величина внутреннего диаметра обогреваемой части реактора. К внешним условиям могут быть отнесены: величина и характер распределения температуры по внешней поверхности обогреваемой части реактора; наличие обогреваемой и охлаждаемой зон. Комплексное экспериментальное исследование условий получения метанола методом прямого окисления метана является весьма затруднительным. Поэтому, исходя из практических соображений, более полезным на данном этапе является знание количественного и качественного поведения проектных параметров (концентрации метанола в конденсате См, выхода метанола в расчете на пропущенный метан Вм, удельного выход метанола в расчете на единицу площади реактора Ьм", Ьмг) в зависимости от исходных характеристик процесса, что открывает реальные возможности по созданию промышленных малотоннажных установок для производства метанола методом прямого окисления метана кислородом воздуха.
Основные положения, характеризующие процесс прямого окисления метана кислородом воздуха, состоят в следующем:
1. В цилиндрическом реакторе осуществляется прямое окисление метана кислородом воздуха до метанола и других побочных продуктов реакции;
2. Окисление метана протекает в газовой фазе при повышенных температуре и давлении;
3. Температура и давление в реакторе поддерживаются на уровне, обеспечивающем максимальный выход метанола при минимальных затратах на компримирование исходной газовой смеси;
4. Общее количество затраченного в процессе прямого окисления метана, при повышенных температуре и давлении, является метанол;
5. Процесс образования метанола при прямом окислении метана кислородом воздуха можно охарактеризовать рядом выходных характеристик реактора, основные из которых:
- выход метанола в расчете на пропущенный метан В„;
- содержание метанола в конденсате См\
- удельный выход метанола в расчете на единицу площади поперечного сечения реактора, 77^
- удельный выход метанола в расчете на единицу объема реактора,
П^ у,
6. Основными параметрами рабочего процесса, определяющими значения выходных параметров реактора являются:
- давление в реакторе, Рр\
- температура стенки реактора, ¡с„\
- концентрация кислорода в исходной газовой смеси, О^;
- расход исходной газовой смеси через реактор, С„,;
7. Процесс прямого окисления метана кислородом воздуха протекает в цилиндрическом реактор«, имеющем внутренний диаметр (1Р и длину 1Р. В качестве других геометрических характеристик реактора рассматриваются: относительное удлинение реактора (/РУ йг), площадь поперечного сечения ^ и объем реактора Ур.
Исходя из вышеизложенного, задачи экспериментальных исследований можно сформулировать следующим образом:
1. На первом этапе исследовать характер зависимостей выходных характеристик реактора от параметров рабочего процесса;
2. На втором этапе, используя метод планирования эксперимента, получить регрессионные зависимости для расчета основных выходных характеристик реактора в практически используемом интервале изменения основных параметров рабочего процесса;
3. Метанол может быть получен путем окисления как метана, так и его гомологов. Экспериментальные исследования целесообразно проводить на метане, поскольку он - наиболее трудноокисляемый газ. Вместе с тем необходимо дать экспериментальную оценку влияния пропан-бутановых фракций на процесс образования метанола, в силу того, что эти фракции могут находится в смеси с метаном и составлять при этом значительную часть общего объема
Схема экспериментальной установки представлена на рисунке 2. По результатам экспериментов определялись следующие выходные параметры (как, например, в нефтезаводских газах).
1. Состав реакционного газа на выходе из установки, % об. (определялся методом газовой хроматографии).
2. Состав метанольного конденсата, г/л (определялся методом хроматографии).
3. Выход метанола в расчете на пропущенный метан определялся из зависимости
а _ , з
м (!)
где Сем — содержание метанола в метанольном конденсате, г/л;
V, — объем наработанного метанольного конденсата, мл;
б* — расход метана через реактор, л/м;
г - время эксперимента, м.
4. Удельный выход метанола в расчете на единицу площади реактора определялся по формуле
60-10-* кг/мЧ (2)
где /•'-площадь реактора, м2.
5. Удельный выход метанола в расчете на единицу объема реактора определялся из зависимости
=-^-60-10-' кг/мЧ (3)
где 1р — длина обогреваемой части реактора, м.
Дана эколого-экономическая оценка результатов применения метода прямого окисления для получения метанола в местах газодобывающих промыслов Севера.
Определены оптимальные технологические параметры рабочего процесса при получении метанола из метана путём полного его окисления в местах расположения газодобывающих промыслов, определены уровни снижения экологической опасности, обусловленной транспортировкой метанола по автомобильной, железной дорогах путём производства его непосредственно в местах расположения химических предприятий. Доказаны уровни снижения экологической опасности при получении метанола методом прямого окисления метана по сравнению с синтез-методом.
В объёме поставленных целей решены следующие задачи:
1. Выбор критериев экономической эффективности и установка математической зависимости критериев от технологических параметров рабочего процесса установки прямого окисления метана;
2. На основе математической модели проведены расчёты экономической эффективности и определены оптимальные параметры рабочего процесса установки прямого окисления метана;
3. Определен уровень снижения экологической опасности за счёт производства метанола путём прямого окисления метана кислородом воздуха в местах расположения газодобывающих промыслов;
4. Разработаны практические рекомендации по выбору технологических параметров рабочего процесса, обеспечивающих наиболее экономически выгодный режим эксплуатации установки и снижение экологической опасности по сравнению с существующими методами получения метанола.
Разработанная установка прямого окисления метана кислородом воздуха располагается на территории газового промысла.
Блок-схема установки, представленная на рисунке 3, включает следующие элементы: блок подготовки газовой смеси (111 "С) — 1; реакционный блок (Р) - 2; блок выделения метанольного конденсата (ВМК) - 3; трубу - 4; узел ректификации (УР) - 5; систему экологической очистки (СЭО) - 6.
Процесс химической реакции метана в реакционном блоке установки осуществляется за один проход.
Функционирование установки осуществляется следующим образом
Поступающие в блок подготовки газовой смеси (ПГС)1 природный газ и окружающий воздух компримируются до заданного давления и смешиваются в пропорции, определённой заданной концентрацией кислорода в смеси, после чего с заданным расходом подаются в реакционный блок (Р) 2. В реакционном блоке (Р) 2 исходная газовая смесь разогревается до заданной температуры, после чего в газовой фазе происходит реакция образования метанола и побочных продуктов реакции. Реакция происходит с выделением тепла. Выделяемое тепло частично используется для разогрева исходной газовой смеси.
Метанольный конденсат
Рисунок 2. Схема экспериментальной установки получения метанола 1 - баллон с исходной смесью; 2,11,13 - вентили; 3 - редуктор (РД1); 4 - термошкаф; 5 - реактор; 6 - газовая горелка; 7 - перегородка; 8,9 - термопары; 10 - холодильник-конденсатор (ХК); 12 - редуктор (РД2);14 - расходометр (РТ) 14.1 - зона обогрева; П - зона охлаждения
В атмосферу (СОг, N2)
Рисунок 3. Технологическая схема получения метанола 1 - блок подготовки газовой смеси (ПГС); 2 — реакционный блок (Р); 3 — блок выделения метанолыюго конденсата (ВМК); 4 - труба; 5 - узел ректификации (УР); 6 - система экологической очистки (СЭО)
Из реакционного блока (Р) 2 прореагировавший (реакционный) газ, содержащий метанол и побочные продукты реакции, поступает в блок выделения метанольного конденсата (ВМК) 3. Здесь газ охлаждается до заданной температуры, и из него происходит выделение метанольного конденсата. Охлаждение реакционного газа сопровождается получением пара высокого и низкого давления и теплофикационной воды. Полученный пар используется для работы узла ректификации и в технологической цепочке переработки газа. Теплофикационная вода используется для обогрева помещений и других хозяйственных нужд. Смесь углекислого газа и азота, оставшаяся после выделения жидких продуктов, сбрасывается в атмосферу через трубу 4. Метанольный конденсат из блока выделения метанольного конденсата (ВМК) 3 поступает в узел ректификации (УР) 5, где происходит выделение товарного метанола.
Кубовый остаток из узла ректификации, содержащий остаточные количества метанола, формальдегида и муравьиной кислоты поступает в систему экологической очистки (СЭО) 6 и, после доведения содержания вредных веществ до норм ПДК, сбрасывается в канализацию.
Разработка технологии снижения воздействия пластовых вод на окружающую среду при эксплуатации скважин
В диссертационной работе рассмотрены технологические мероприятия по снижению загрязнения почвы, водоемов, растительного покрова пластовыми водами нефтяных сооружений.
Доказано, что природные воды всегда содержат определенное количество примесей и представляют собой сложные многокомпонентные системы. В результате взаимодействия воды с включающими ее породами и газообразными составляющими земной коры часть их переходит в воду, образуя растворы. В природных водах, в том числе в пластовых водах нефтяных месторождений, могут содержаться следующие компоненты:
- Вещества, находящиеся в воде в истинно растворенном состоянии и образующие вследствие электролитической диссоциации ионы. Основными веществами, растворенными в природных водах, являются хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Диссоциируя в воде, указанные соединения образуют ионы Ыа+, К+, Са2+, М§2+, С1", 8042\ НСОз", С032", называемые главными ионами. Количественные соотношения между этими ионами определяют тип природной воды. Кроме главных ионов, в пластовых водах присутствуют и другие, встречающиеся обычно в меньших количествах -N03', ЬШД Вг", Г. В3*, Бг2*, 1л\ Ш>\ Св+ и другие;
- Газообразные вещества, растворенные в воде. В водах нефтяных месторождений встречаются растворенные углеводородные газы, диоксид углерода, сероводород, азот;
- Вещества, находящиеся в воде в коллоидно-растворенном состоянии, — диоксид кремния, гидраты оксидов железа и алюминия.
Систематические гидрохимические исследования проводились на нефтяных месторождениях от начала разведочных работ до полной их выработки.
Состав пластовых вод изучался на основе режимной гидрогеологической сети наблюдений. Помимо анализа примесей органического характера, основного химического состава вод (содержание натрия, калия, кальция, магния, сульфат-, бикарбонат- и хлорид-ионов), определялось содержание йода, брома, бора, лития, рубидия, цезия и стронция. Минимальные промышленные концентрации попутных компонентов в пластовых водах нефтяных месторождений (для отнесения нефтяного месторождения к месторождению гидроминерального сырья) составляют, мг/л: йод - 10; бром — 200; оксид бора — 250; литий - 10; рубидий — 3,0; цезий — 0,5; стронций — 300.
Микрокомпонентный состав пластовых вод разрабатываемых нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции и превышение ПДК для водного объекта приведены в таблице 2 и таблице 3.
Содержание магния, стронция, йода и брома прямо пропорционально зависит от минерализации.
Содержание бора в попутной воде проявляет себя как случайная величина, распределение которой подчиняется нормально-логарифмическому закону. Содержание бора при накопленной частости а = 0,5 составляет 10,0 мг/л.
Пластовые воды нефтяных месторождений содержат три основные категории загрязнений окружающей среды: нефть и нефтепродукты; химические реагенты нефтедобычи (синтетические поверхностно-активные вещества) и токсичные неорганические компоненты.
Пластовые воды нефтяных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции содержат следующие химические вещества: СаСЬ; Са(НС03)2; CaS04; NaCl; KCl; MgCl2; MgBr2; Mgl2; LiCl; RbCl; CsCl; H3B03; SrCh. Токсичность компонентов пластовых вод очень высокая.
Таким образом, пластовые воды, с учетом природно-климатических особенностей Европейского Севера и анализа аварийных прорывов
трубопроводов в системе нефтедобычи, оказывают негативное воздействие на окружающую среду.
При попадании нефтесодержащих пластовых вод в природную среду следует выделять три основные категории загрязнений окружающей среды: нефть и нефтепродукты; химические реагенты нефтедобычи (поверхностно-активные вещества); токсичные неорганические компоненты.
В данной главе рассматривается технологическая схема очистки пластовых вод от нефти и нефтепродуктов. Предлагаются две основные технологические схемы: с использованием индукционного газового флотатора и с гидроциклонами (рисунки 4,5).
1 - горизонтальный отстойник; 2 — пластинчатый сепаратор; 3 — индукционный газовый флотатор; 4 - двухслойные фильтры
Экспериментально установленный размер частиц нефти для попутных вод месторождений Тимано-Печорской провинции (28 мкм) оказался значительно ниже размера, принятого при проектном расчете очистных сооружений (80 мкм). В соответствии с формулой Стокса
.1
Эмульсия
Рисунок 4. Схема очистки попутной воды с индукционным газовым
флотатором
ОС
(4)
Микрокомпонентный состав попутных вод коллекторов нефтяных месторождений
№ п/п Месторождение Минерализация, г/л Содержание микрокомпонентов, мг/л
I Вг В Mg Li Rb Cs Sr
1 Западно-Тэбукское 115,7 13,7 401,6 9,8 2188,8 6,2 0,7 0,02 273,0
2 Усинское 44,0 14,8 111,1 6,5 267,2 2,5 0,22 0,014 154,4
3 Возейское 48,7 10,6 117,2 9,5 622,0 1,8 0,15 0,002 285,2
4 Харьягинское 140,3 17,9 496,2 41,8 958,0 2,6 0,75 0,05 441,2
5 Пашнинское 62,9 7,4 200,0 5,7 972,8 2,8 0,4 0,13 126,8
6 Джьерское 76,4 7,6 256,9 15,0 1337,6 4,4 0,7 0,25 175,0
7 Мичаюское 81,5 8,5 211,0 20,0 1034,0 3,0 0,6 0,25 187,0
8 Северо-Савиноборское 154,1 16,9 241,1 9,0 2614,4 3,2 0,4 0,25 121,6
9 Восточно-Савиноборское 183,8 25,4 329,0 12,8 2554,0 3,0 0,7 0,3 135,0
10 Расьюское 235,9 30,4 540,3 35,2 3040,0 6,5 1,9 0,5 669,6
И Береговое 114,7 12,7 367,8 10,0 1763,2 3,2 0,7 0,25 247,0
12 Нижне-Омринское 50,2 22,2 375,0 14,7 973,0 1,2 0,2 0,02 175,3
13 Верхне-Омринское 138,4 14,6 541,5 21,3 3405,0 4,0 0,5 0,02 435,3
14 Вой-Вожское 20,7 9,5 68,6 8,2 243,2 1,6 0,2 0,02 58,4
15 Нибельское 120,0 11,6 488,2 14,7 2310,0 1,9 0,4 0,01 308,6
16 Баганское 159,1 26,4 481,5 51,0 2036,8 17,9 1,7 0,3 475,0
17 Ярегское 20,3 0,14 12,8 0,8 194,6 0,04 Не опр. Не опр. Не опр.
Содержание компонентов в пластовых водах месторождений Тимано-Печорской провинции
и превышение ПДК для водного объекта
№ п/п Компонент Содержание в пластовых водах, мг/л ПДК в водном объекте, мг/л Кратность превышения ПДК
культурно-бытового водопользования рыбохозяйственного значения
1 Нефть и нефтепродукты 300-1000 0,3 0,05 6000-20000
2 ПАВ (реагенты нефтедобычи) 40-180 0,05 800-3600
3 Неорганические компоненты
3.1 Катион кальция Са2+ 1800-22000 180 10-120
3.2 Хлорид-ион С1" 1278-146615 350 300 40-500
3.3 Сульфат-ион 5042" до 1589,2 500 100 до 15
3.4 Катион натрия Иа+ 5328-62935 200 120 40-500
3.5 Катион калия К+ до 1458 50 до 30
3.6 Катион магния Мй2+ 622-3405 40 15-85
3.7 Хлорид лития 1лС1 10-110 0,15 65-720
3.8 Катион рубидия Ш>+ До 2,0 0,1* до 20
3.9 Катион стронция 8г2+ 58,4-669,6 2,0** 30-330
3.10 Бромид-ион Вг 68-540 12,0* 340-2700
3.11 Йодид-ион I" 7,4-30,4 0,2* 40-150
3.12 Ион бора В3* до51,1 0,5 0,17 до 300
* - к природному фоновому содержанию; **-для морских водоемов
где Woe — скорость всплытия частиц нефти, м/с; g — ускорение свободного падения, м/с2; d - диаметр частиц нефти, м;
р<я Рн — плотность среды и нефти соответственно, кг/м3; //-вязкость среды, Па»с, требуется увеличение мощностей по очистке в 8 раз.
Рисунок 5. Схема очистки пластовой воды с гидроциклонами 1 - трехфазный сепаратор; 2 - гидроциклоны отделения нефти от воды; 3 -гидроциклон отделения взвешенных веществ
Следует отметить, что опытные дисперсии распределения частиц нефти по их размерам наиболее удовлетворительно описываются нормально-логарифмическим законом распределения, исходя из которого и необходимо выбирать характерный средний объемно-геометрический диаметр при накопленной частости 0,5:
Аа
Д г егыг^2л
ехр
(in г-In г')2
2 о1
(5)
Аа
где — плотность распределения; — дисперсия распределения; г —
математическое ожидание, равное среднему объемно-геометрическому радиусу; а - накопленная частость, накопленный объем (масса).
Для оценки объема застойных зон в аппаратах применимы кривые «отклика» - зависимости изменения концентрации индикатора с, во времени на выходе из аппарата при условии импульсного ввода индикатора на вход аппарата.
Кривые отклика обрабатываются в безразмерных координатах: приведенная концентрация С = с,/ср и приведенное время в = т/тр, где с% — концентрация трассера на момент времени т, ср - рассчитанная на полный объем аппарата средняя концентрация трассера, тр — среднее расчетное время пребывания жидкости в аппарате, равное отношению его объема к расходу.
Функция распределения времени пребывания потока в аппарате является типичной функцией распределения случайной величины, поэтому для нахождения среднего значения времени пребывания 0ср используют зависимость
'\ecde
о
В основном, в аппаратах с колпачковыми распределителями отсутствуют короткие байпасные линии (приведенная концентрация трассера С на уровне I). Отличительной особенностью отстойников с колпачковыми распределителями является близость среднего времени пребывания жидкости в аппарате 8ср к расчетному 9Р (0ср=О,94—0,95), что свидетельствует об эффективном использовании рабочего объема аппарата и малом удельном объеме застойных зон (5-6%).
Данные гидродинамического исследования работы отстойников однозначно свидетельствуют о предпочтительном использовании отстойников с колпачковыми распределителями потоков жидкости.
При удалении токсичных неорганических компонентов из пластовых вод необходимо учитывать, что они нередко являются ценным химическим сырьем и экологическая проблема удаления токсикантов становится важной народно-
хозяйственной проблемой освоения гидроминерального сырья нефтяных месторождений. Практический интерес в пластовых водах представляют бор, магний, литий, йод и бром.
При разработке технологий переработки пластовых вод необходимо установить перечень извлекаемых компонентов, очередность их извлечения и выбрать технологии извлечения, т.е. разработать комплексную технологическую схему переработки пластовых вод нефтяных месторождений.
Необходимыми условиями практической реализации комплексной схемы являются простота и надежность, доступность сырья, экономичность, применение стандартного оборудования, получение товарных продуктов высокого качества. В основу технологии извлечения бора положен метод экстракции с применением выпускаемых в промышленности аминофенолформальдегидных олигомеров. Высокое содержание хлорида кальция в пластовых водах нефтяных месторождений предопределяет необходимость опробования известкового метода извлечения магния. Литий целесообразно извлекать методом хемосорбции на активном гидроксиде алюминия. В основу извлечения галогенов положены метод воздушной десорбции для извлечения брома и ионный обмен для извлечения йода. Специфика обозначенных выше методов переработки пластовой воды определяет очередность извлечения компонентов: бор —> магний —» литий —» йод —> бром. Очистка от нефти предшествует всем стадиям по причине недопущения загрязнения товарных продуктов и экстрагента органикой и для повышения доли извлекаемого йода. Бор извлекается первым из-за относительно низкой концентрации и возможности потерь на последующих стадиях. Кроме того, бор должен извлекаться до извлечения магния, являющегося эффективным высаливателем бора при экстракции. Операции подкисления и окисления пластовой воды предопределили извлечение йода и брома в конце технологического процесса. По мере повышения окислительно-восстановительного потенциала первым извлекается йод (590 мВ), далее - бром (993-1002 мВ).
Кроме того, основополагающим принципом разработки комплексной схемы является автономность каждой стадии и возможность ее отдельной промышленной реализации. Разработанная комплексная технологическая схема переработки пластовых вод нефтяных месторождений приведена на рисунке 6.
Создание теплоэнергетических систем повышенной экологической безопасности эксплуатации скважин
На основе анализа требований по производительности и параметрам рабочего агента мобильных парогенераторов получены исходные расчетные теплотехнические показатели парогенератора ЦППС-5/18, необходимые для разработки его основных элементов (топки, горелки и конвективных поверхностей нагрева).
При разработке топочного устройства парогенератора ЦППС-5/18 за основу была принята идея прямоточной камеры сгорания с аксиальным вводом реагирующих компонентов. В газоходе внутреннего цилиндра, установлено горелочное устройство. На внешней стенке парогенерирующих цилиндров организовано спиральное движение нагреваемого теплоносителя, (нарезка б-ти заходной резьбы с внешней стороны толстостенных цилиндров). Дня улучшения процессов тепло и массопереноса в проточной части камеры сгорания ЦППС-5/18 устанавливается сужающее устройство - водо-охлаждаемая диафрагма (Рисунок 7).
Конструктивные особенности цилиндрических прямоточных парогенераторов выдвигают ряд требований к топочным устройствам, они должны быть компактными и создавать такой рабочий режим, при котором интенсивный турбулентный обмен способствует интенсивному тепломассообмену. В связи с этим для предлагаемой конструкции камеры сгорания цилиндрического прямоточного парогенератора ЦППС-5/18 в УГТУ, при участии автора, была разработана оригинальная конструкция горелки с аксиальным вводом реагирующих компонентов для работы на газовом топливе.
Пластовая вода
Регенерированный экстрагент
Известковое молоко
Пластовая вода
Хлорид алюминия ТКГА
Соляная кислота
Пластовая вода »
Осаждение лития
Пластовая вода ♦_
Подкисление воды
Гипохлорит натрия
-► Окисление
иодида
Пластовая вода
Гипохлорит натрия
Пластовая вода (в систему ППД)
Г
Реэкстракт
V
МёО
Осадок
<
Получение Ь^СОз
т
ЬЬСОэ
Стадии сорбции и Кристаллизация
десорбции йода
т
Вг2
Рисунок 6. Комплексная технологическая схема переработки пластовых вод нефтяных месторождений
Проведенные исследования показали, что при ограниченном объеме камеры сгорания наиболее эффективно применение газовых горелок с центральной выдачей топливных струй в поперечный закрученный или прямоточный поток. Особенностью предлагаемой конструкции горелочного устройства является аксиальный ввод окислителя и применение лопаточного завихрителя, что позволило расширить пределы регулирования горелочного устройства и значительно сократить поперечное сечение топочного объема.
Предлагаемая конструкция газовой горелки позволяет обеспечить хорошее смесеобразование рабочих компонентов при малом коэффициенте избытка воздуха и высоких давлениях газа и воздуха. Схема топочного устройства парогенератора ЦППС-5/18 представлена на рисунке 8.
Рисунок 7. Принципиальная схема цилиндрического прямоточного парогенератора ЦППС-5/18
При разработке принципиальной конструкции газовой горелки, особое внимание уделялось выбору оптимальных геометрических параметров аксиально-тангенциального завихрителя (АТ), обеспечивающих требуемую степень крутки потока и допустимое гидравлическое сопротивление. Величина параметра крутки п является определяющей для всех основных интегральных и локальных характеристик потока и определяется по результатам исследований скоростей и давлений в топочном пространстве.
Рисунок 8. Принципиальная схема топочного устройства парогенератора
ЦППС-5/18
Анализ данных экспериментальных исследований, проведенных на горелках, оборудованных АТ завихрителями потока, выявил следующую зависимость параметра интенсивности крутки я от конструктивных параметров АТ завихрителя:
8 . ¿Р-б] соБОГ-вт/?
п - —а --!---—
Ъл
. ( яУ
к 1' эт! аг+—I
(7)
где йь е{ — диаметр соответственно обоймы завихрителя и внутренний радиус камеры сгорания; а - угол наклона лопатки к касательной, проведенной к окружности, образуемой одной из любых плоскостей течения, проведенного перпендикулярно к оси завихрителя между передними и задними торцами завихрителя и проходящими через выходную кромку лопатки; /? - угол наклона выходной кромки лопатки к оси завихрителя; Z — число лопаток АТ завихрителя.
Степень крутки п, согласно формуле (7), зависит от величины углов Р на. Таким образом, изменяя значения геометрических параметров АТ, можно получить различную степень крутки потока на выходе из аксиально-тангенциального завихрителя и, как следствие, получить поток с заданными
аэродинамическими показателями. Критерием выбора оптимального значения углов р и а для заданного диапазона изменения параметра п служит минимальное аэродинамическое сопротивление создаваемое АТ
завихрителем при расчетном геометрическом комплексе горелки. Аналитическую зависимость, определяющую коэффициент аэродинамического сопротивления горелки, получаем из совместного решения уравнений гидродинамики с применением условия минимума сопротивлений по формуле: /
, _ 2 АР
R„-cosa
V,
. S/siny?' 1 1 , 1--—-------I-cos or,
(8)
xr2R0-cosa^ Atga{ q}
где R„ - плечо крутки потока на входе в горловину горелки; - угол установки лопатки, угол между касательной к средней линии профиля в точке ее пересечения с фронтом решетки и самим фронтом; /Г — угол наклона плоскости узкого сечения межлопаточного канала к плоскости нулевого уровня; Ef— суммарная площадь узких сечений межлопаточных каналов, горло решетки завихрителя; <р — коэффициент потери скорости, характеризующий уменьшение вектора абсолютной скорости на выходе из горелки, вызванного различного рода потерями; С, — потеря момента количества движения в вихревой камере; a¡ - угол крутки, угол между вектором абсолютной скорости Wt и его окружным направлением на выходе из горелки.
Исследование выражения (8) показало, что каждому значению комплекса E/sin р
--— соответствует единственное значение угла ai, при котором
nr2R0 cos а^
наблюдаются минимальные затраты энергии, на преодоление сопротивления. Наличие оптимального значения a¡ предоставило возможность, используя методы аналитической алгебры, определить вид аналитической зависимости между углом крутки потока и параметрами AT завихрителя предлагаемой конструкции горелочного устройства:
1 £/• sinff _ sin3ccx (9)
4g жг^со&а^ (l + sin2a,)• -Jl-sin2^
По формулам (7-9) выполнен расчет гидравлических параметров аксиально-тангенциального завихрителя. Исходными данными расчета являются следующие величины: r¡ - внешний радиус обоймы завихрителя; г2 -внутренний радиус камеры сгорания; b¡ - толщина обоймы завихрителя; а -угол наклона лопатки к касательной, проведенной к окружности, образуемой одной из любых плоскостей течения, проведенного перпендикулярно к оси завихрителя между передними и задними торцами завихрителя и проходящими через выходную кромку лопатки; /? - угол наклона выходной кромки лопатки к оси завихрителя; Z — число лопаток АТ завихрителя.
Для проведения расчета была составлена программа расчета гидравлических параметров завихрителя на ЭВМ. По результатам расчета программы установлено: для обеспечения минимального аэродинамического сопротивления, в расчетном диапазоне изменения параметра п, АТ завихритель должен обладать максимально возможным значением угла и, соответственно, минимальным значением угла а. Программа позволила определить оптимальные значения а, Д Z, обеспечивающие минимальное аэродинамическое сопротивление для данного типа АТ завихрителя.
Было проведено исследование экспериментальных стендовых исследований аэродинамических и тепловых характеристик камеры сгорания ЦППС.
Исследование выполнено на экспериментальном стенде, созданном для проведения комплексных испытаний камер сгорания цилиндрических прямоточных парогенераторов. Стенд включает в себя автономные системы, обеспечивающие возможность регулирования расходов топлива, окислителя, давления в камере сгорания и других параметров, что позволяет изменять в широких пределах коэффициент избытка воздуха 0,5<а<10, тепловую мощность I МВт<N<5 МВт, интенсивность теплоотвода в стенки и пр. Разработанный стенд позволяет осуществить комплексное исследование камер
сгорания цилиндрических прямоточных парогенераторов, работающих как на тяжелом жидком, так и на газовом топливе.
В главе приведена методика и результаты экспериментальных исследований. В первой серии эксперимента проведено исследование влияния конструктивных элементов на сопротивление экспериментального образца камеры сгорания ЦППС-5/18. Эксперименты проводились с изменением места установки и диаметра диафрагмы в камере сгорания, при изменении нагрузки горелки от 50% до номинальной.
Общее гидравлическое сопротивление экспериментального участка
камеры сгорания ДС?К, в эксперименте без диафрагмы определялось по
На основании анализа опытных данных получена аналитическая зависимость коэффициента аэродинамического сопротивления аксиально-тангенциального завихрителя от числа Яе
где Рц/Рт - отношение плотности воздуха в камере к плотности воздуха в подводящем трубопроводе; <1К, <1Т — соответственно диаметр подводящего патрубка трубы и камеры сгорания, м; У/к — скорость воздуха в камере сгорания, м/с; См.за». — коэффициент аэродинамического сопротивления аксиально-тангенциального завихрителя.
Сопоставление значения коэффициента местного гидравлического сопротивления аксиально-тангенциального завихрителя, определенного по экспериментальной зависимости (11), со значениями, найденными по вышеизложенной методике (формула 9), показало удовлетворительное соответствие расчета и эксперимента, расхождение не превышает 5% (Рисунок 9). При установке в проточной части камеры сгорания ЦППС-5/18 диафрагмы по результатам измерений было выявлено, что величина общего
формуле
(Ю)
= 0,0246-Ке'
(П)
гидравлического сопротивления камеры сгорания ДС" в опытах с диафрагмой определяется в основном критерием Яе для воздушного потока и параметром т=йл!Ак (отношением диаметра выходной диафрагмы к диаметру камеры сгорания).
#•«•*"«-0,024« 11е"
X Эксперимент
^Зависимость эксперимент
Рисунок 9. Зависимость местного коэффициента сопротивления аксиально-тангенциального завихрителя от числа Ле (опыт без диафрагмы)
Место расположения диафрагмы не оказало значительного влияния на величину гидравлического сопротивления камеры сгорания. Данное явление интерпретировано высокой степенью турбулизации воздушного потока, обусловленной круткой воздушного потока аксиально-тангенциальным завихрителем и ограниченной длиной экспериментального образца камеры сгорания. При малых величинах М/^, на зависимости Ке выделяются два участка 1?е<0,9*10* и Ке>1,5*105, на которых коэффициент сопротивления прямо пропорционален Ле, в промежуточной зоне 0,9* 105<Яе< 1,5 * 103 коэффициент сопротивления слабо зависит от Яе. Здесь реализуется режим движения близкий к автомодельному (по числу Яе). Такой характер зависимости числа Ие сохраняется и при других величинах х/1 (Рисунок 10).
Данные экспериментальных исследований позволили определить характер влияния конструктивных элементов на сопротивление экспериментального образца камеры сгорания ЦППС-5/18 и определить
аналитическую зависимость сопротивления камеры сгорания от числа Ке и диаметра диафрагмы.
♦ О -15оС£>-41Л0,Х/1.-а38 "О -1500 ,0-4100 .Х/1.-0.56 4 0 -1500 ,0-4100 ,Х/1--й75
• Т-15оС,0-551]0,Х/1—0.56 *Т-15оСЦЭ-550 0,Х/Ь-0.75 ХООООПОО ОПШО
<5 5
Л*-*
♦ *'V * «*
а «л Яда**®-4""' *
Рисунок 10. Зависимость коэффициента сопротивления камеры сгорания от числа Рейнольдса при йГуУ„=0.603,0.808 при различных значениях Х/Ь
Результаты температурных измерений модельного образца ЦППС представлены на рисунке 11.
Общее гидравлическое сопротивление экспериментального участка камеры сгорания, ДР.", Па, определялось по формуле
др-=
(12)
Аналитическая зависимость для расчета коэффициента аэродинамического сопротивления камеры сгорания от числа Яе при установке в камере сгорания диафрагмы
^с=8,6-(т)иКе12', (13)
где 4диафР. — коэффициент местного аэродинамического сопротивления диафрагмы.
Во второй серии опытов исследовали тепловые характеристики экспериментального образца камеры сгорания ЦППС, проверялась разработанная методика теплового расчета. Исходя из поставленных задач, при
проведении тепловых испытаний камеры сгорания были определены значения температур: теплоносителя (в двух несмежных заходах спирали), стенки внутренней трубы в зоне, омываемой теплоносителем, и стенки трубы в зоне ребра.
По результатам эксперимента было найдено распределение температуры воды вдоль оси рабочего участка для режимных условий, в которых производился эксперимент. Установлено, что нагрев теплоносителя производится в бескризисном режиме, без резких скачков температуры теплоносителя и перегрева стенки камеры сгорания. Хотя температура ребра парогенерирующего канала выше, чем в стенке камеры сгорания в среднем на 15-20%, оно не превышает допустимого предела. Результаты эксперимента подтвердили, что использование в предлагаемой конструкции цилиндрической камеры сгорания с конвективным переносом тепла позволило существенно увеличить плотность теплового потока на теплопередающую поверхность.
Спиральные каналы обеспечивают существенный рост критической плотности теплового потока при .¥>0 и дают возможность увеличения тепло-напряженности конструкции при сохранении коэффициента запаса на необходимом уровне. Данные экспериментальных исследований, учитывающие технологические особенности предлагаемой конструкции камеры сгорания, были использованы при разработке инженерной методики теплового расчета парогенератора ЦППС.
В главе приведена инженерная методика теплового расчета парогенератора ЦППС. Методика расчета, разработана в соответствии с рекомендациями нормативного метода, с учетом методик расчета теплообмена в камерах сгорания реактивных двигателей, а также данных экспериментальных исследований камеры сгорания цилиндрического прямоточного парогенератора.
Значение конвективного теплового потока на начальном участке трубы, определялось по формуле
= %"•&-<>)• ад128-РГ"х[не-Г„, + Рг^Г*. (14)
Г
А Тепловой поток, эксперимент №1 (л • Тепловой поток эксперимент №2
Рисунок 11. Сопоставление расчетных и экспериментальных данных в экспериментальном образце камеры сгорания ЦППС 5/18
Полученные в результате синтеза аналитические зависимости использованы при разработке математической модели теплообмена и создании программы теплового расчета парогенератора ЦППС на ЭВМ.
Значение конвективного теплового потока при стабилизированном течении газа в центральном канале парогенератора, соответственно, по формуле
Для расчета теплообмена как на начальном участке, так и при стабилизированном течении газа справедливы формулы, полученные для центрального газохода. При этом толщину потери энергии &*„>Vh вычисляем как для случая плоского канала, заменив в них диаметр канала D на ширину кольцевого зазора — h.
Разработанная методика позволяет определить основные конструктивные и геометрические параметры парогенератора, обеспечивающие наибольшую эффективность работы.
Сопоставление распределения плотности теплового потока (воспринимаемого водой от продуктов сгорания) вдоль оси рабочего участка, определенного по инженерной методике и найденного по результатам эксперимента, продемонстрировало удовлетворительное соответствие расчета и эксперимента (Рисунок 11). Что подтверждает правомерность использования инженерной методики для расчета процессов теплообмена цилиндрических прямоточных парогенераторов.
В качестве примера выполнена оценка экологической эффективности применения парогенераторов ЦППС-5/18 на месторождении Ярега для паротеплового воздействия на пласт и сравнение экологических показателей парогенератора ЦППС-5/18 и наиболее распространенных на объектах ПТВ типов промысловых парогенераторов. В расчете использовалась унифицированная программа расчета «Эколог - версия 2.55». Результаты расчета были сопоставлены с результатами промышленных исследований. По результатам исследований были сделаны следующие выводы: при использовании парогенераторов ЦППС-5/18 концентрация оксида азота ЫОх даже при неблагоприятных климатических условиях и при расположении парогенераторов на минимально возможном друг от друга расстоянии 50 метров не создается концентраций, превышающих ПДК.
Уровень загрязнения атмосферы в зоне расположения котлов на объектах нефтяных месторождений при использовании парогенераторов ЦППС-5/18 по сравнению с существующими в настоящее время котлами У11111', ППУ-ЗМ, ВПГ-6 ЦКТИ снижается в среднем на 10-12%.
С точки зрения общей энергоемкости и экологичности теплового процесса воздействия на пласт, при одинаковом конечном эффекте нефтеотдачи, очевидно, что разработка месторождений с использованием мобильных парогенераторов ЦППС-5/18 является наиболее экономичной и природоохранной.
Разработка экологически безопасных технологий при термошахтной разработке месторождений
В работе выполнены анализ методик и исследования теплопотерь при нагнетании горячей воды, насыщенного и перегретого пара, при нахождении в затрубном пространстве газа, жидкости, цемента или базальтового волокна.
В анализе методик расчета теплопотерь использовались работы отечественных и зарубежных ученых Вилхайта П.Г., Намита А.Ю., Михеева М.А., Мосса И.Т., Рамея Х.И., Сгниера Д.П., Фокеева В.М., Парного И.А., Шеймана А.Б. и других. Исследованиями установлено, что при жестком креплении пароподающей стальной трубы, например цементом, температурные напряжения в теле трубы возрастают до 70 МПа при приращении температуры на 28°С. Поэтому вследствие термических напряжений конструкция скважины испытывает критические состояния: разрушение трубы или разрушение цемента. Следовательно, жесткое крепление при отсутствии теплозащиты не является реальной альтернативой, и поэтому в расчетных схемах принималась свободная подвеска пароподающей колонны с размещением в затрубном пространстве газа, жидкости и сыпучих материалов.
При закачке горячей несжимаемой жидкости из уравнения общей энергии в конечном итоге при использовании итеративного способа расчета можно вычислить абсолютные и относительные потери тепла от ствола скважины к окружающим породам.
Общие потери тепла за время т равны
(16)
где К„ - коэффициент температуропроводности скважины, ВТ/(м); V/ — массовый расход жидкости кг/час; Лг „ — средний температурный напор, °С; г — вертикальная координата глубины скважины, м; т— время, час.
Тепловые потери при движении пара в скважине оценивались при подаче в обсадную колонну и через насосно-компрессорные трубы с нахождением в затрубном пространстве газа.
Установлено, что количество сконденсированного пара при подаче через компрессорные трубы значительно меньше, чем при закачке через обсадную колонну.
Темп потерь тепла не зависит от скорости нагнетания пара, однако общие потери пропорционально зависят от времени закачки. На рис.12 схематично показано относительное влияние каждого вида теплопередачи, которое позволяет определить решения по снижению теплопотерь. Например, покрытие НКТ материалами с низкой излучающей способностью, в частности алюминиевой фольгой, уменьшает излучение на 66% в сравнении с излучением «черных» труб. Создание воздушного, газового затрубного пространства примерно в 4 раза уменьшает теплопроводность по сравнению с заполнением его нефтью или водой, в 3 раза - при заполнении его базальтовым волокном.
Исследование теплопотерь при нагнетании насыщенного и перегретого пара осуществляется путем определения теплового потока и температуры обсадной колонны по стволу скважины.
Проведение исследований теплопотерь по стволу позволили на примере Ярегского месторождения сделать следующие выводы:
1. Из распределения температуры по стволу при наличии в затрубном пространстве воды установлено, что теплопроводность и конвекция настолько велики, что температура обсадной колонны мало отличается от температуры нагнетаемой жидкости;
2. Осушка затрубного пространства от воды уменьшает теплопотери, и температура обсадной колонны отличается от температуры нагнетаемой воды на 35-40° С, при уменьшении излучения за счет алюминиевого покрытия компрессорных труб разница температур будет составлять 40-65° С. Теплопотери при закачке горячей воды при наличии в затрубном пространстве жидкости, газа и газа с покрытием труб алюминием составят соответственно 18; 14 и 10 %;
3. При закачке насыщенного пара температура по стволу, равная 150°С, сохраняется постоянной. При удалении из затрубного пространства жидкости температура обсадной колонны может быть снижена на 60-80° С;
4. При нахождении в затрубном пространстве воздуха теплопередача осуществляется, в основном, за счет излучения и в меньшей степени за счет теплопроводности и конвекции.
Следовательно, теплоподаюпще теплоизолированные трубы должны иметь отражающие экраны. Кроме сокращения теплопотерь, теплоизоляция должна обеспечить и защиту конструкций теплоподающих скважин от термических напряжений.
В данной главе дано научное обоснование и разработка теплоизолированных труб. На основе теоретических и технических решений НПО «Союзтермнефть», «Дженерал электрик» Печорнипинефти», Ухтинского ГТУ, ВНИИБТ, ВНИИгаза, ТатНИИнефтемаша и других обоснована возможность создания и развития методик расчета и конструкций теплоизолированных колонн: с коаксиально расположенными наружными и внутренними трубами, перемещаемыми свободно и независимо относительно друг друга; с предварительным натягом внутренней трубы; самокомпенсирующих труб с научно обоснованным подбором материалов по модулю упругости, коэффициенту температурного расширения и плотности.
Независимое свободное перемещение внутренней пароподающей колонны исключает основной недостаток существующих конструкций: это наличие в каждой секции компенсаторов температурных линейных перемещений. Второе преимущество — независимая подвеска наружной и внутренней колонн обеспечивает в 2 - 3 раза увеличение глубины спуска и, следовательно, ограничение теплопотерь. Основная задача — создание скользящего межтрубного уплотнения — достигается исследованием биметаллического герметизирующего элемента, эластичного герметизирующего устройства или металлического сильфона. Для испытания герметизирующих устройств создан специальный стенд и методика проведения исследований. Работоспособность конструкций подтверждена расчетами.
В секциях с предварительным натягом внутренней трубы N1 суммарные усилия УУ,* возникающие в ее стенках при подаче пара равны
N1' = N1 +Л0 я+Мс6=Р-Е(Т, -Т2-Т,с6+ Т2с6), (17)
где N1 " - усилие возникающее во внутренней трубе без натяга; Р — усилие в трубе от собственного веса; ^ - площадь сечения внутренней трубы; ^ -площадь сечения наружной трубы; а- коэффициент линейного расширения; Е — модуль упругости; Т/Тг — температуры пара и на наружной стенке трубы; Т/6, Ггс6 - температуры на внутренней и на наружной трубах при сборке.
В зависимости от знака значения ДО/" проверку прочности стенок трубы определяют из условий растяжения или сжатия.
В самокомпенсирующих теплоизолированных трубах THKT-II.00.00.000 напряжение во внутренней трубе определялось по формуле:
а^-а.Дг
С/10000 Е,
(18)
Н—Н излучение У/УЛ теплопроводность
^ФЯ конвекция
Рисунок 12. Уменьшение потерь тепла в стволе скважины 1 — воздух, 2 — изоляция, 3 — нефть, 4 — газы, 5 - базальтовое волокно
где оь,ап — напряжение соответственно на внутренней и наружной трубах, МПа; а»,«„ — коэффициент температурного расширения материалов соответственно внутренней и наружной труб, °С"'; Д/4,Д/„ — разница между температурой, при которой происходила сборка секции, и температурой среды,
в которой будет находиться секция, для внутренней и наружной труб, °С; Еь,Еп — модуль упругости материала внутренней и наружной труб, МПа; —
площадь поперечного сечения внутренней и наружной труб; С — масса труб, расположенных ниже рассматриваемого сечения, С = —. Значение напряжений
при прокачке теплоносителя с температурой Т] = 120° С для наружной трубы из алюминиевого сплава Д16-Т в зависимости от веса труб Р приведено на рис.13. Пять секций этих труб были изготовлены в Ярегском нефтешахтном Управлении при авторском надзоре сотрудников «Печорнипинефти» и были испытаны в скв. 17/2 опытного участка ОПУ-1 Ярегского месторождения.
а, МПа
£100
и
50
а £
£ 50 55
<*кр
- /
25
50
75
100 />, кН
1 — на внутренней трубе; 2 - на наружной трубе Рисунок 13. Значение напряжений при прокачке теплоносителя для наружной
трубы
Выводы
1. На основе аналитических исследований установлены основные категории загрязняющих окружающую среду веществ при разработке и эксплуатации скважин в условиях Крайнего Севера, а также проведена оценка реакции природной среды на эти загрязнения.
2. Теоретическими исследованиями и проведенными экспериментами доказана экологическая эффективность утилизации газов нефтяных месторождений метолом окисления метана кислородом. Обоснованна эффективность децентрализации производства метанолосодержащего растворителя по предложенной технологии на нефтегазодобывающих промыслах в районах Крайнего Севера.
3. Предложена методика расчета технико-экономической эффективности от внедрения природоохранных мероприятий и инженерных решений, которая позволила снизить воздействие пластовых вод нефтяных месторождений на окружающую среду в районах Крайнего Севера, на основе чего были разработаны и предложены критерии оценки экологической эффективности от внедрения новых технологий в нефтегазодобывающей отрасли.
4. Разработана опытно промышленная мобильная парогенерирующая установка ЦППС-5/18. Выполнена оценка экологической эффективности использования парогенератора ЦППС-5/18 на объектах нефтяных месторождений. Установлено что уровень загрязнения атмосферы при эксплуатации мобильного парогенератора
ЦППС-5/18 снижается на 12% в сравнении с существующими отечественными парогенераторами УППГ, ППУ-ЗМ, ВПГ-6 ЦКТИ.
5. Разработаны:
- конструкции колонн с наружными и внутренними трубами, имеющими свободное и независимое перемещение друг от друга;
- конструкции теплоизолированных труб на принципе самокомпенсации линейных удлинений за счет использования наружной грубы из материала с коэффициентом температурного удлинения большим и модулем упругости меньшим, чем у материала внутренней трубы;
- методика расчета колонн с предварительным натягом внутренней трубы.
6. Разработаны испытательные стенды, методика испытаний предложенной конструкции ТНКТ. Проведены промысловые испытания теплоизолированных труб на Ярегском месторождении, которые
подтвердили их высокую эффективность и надежность эксплуатации при сравнительно низких затратах на производство.
7. В результате исследования термошахтной технологии с применением горизонтальных скважин по двухгоризонтной системе (с 1972 г.), двухъярусной (с 1981 г.) и одногоризонтной (с 1975 г,) установлено, что использование предложенной конструкции ТНКТ позволит обеспечить повышение коэффициента нефтеотдачи с 3% до 50% и перевести неизвлекаемые запасы в извлекаемые с получением экономического эффекта 415 млн. руб.
ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Монографии
1. Волков, В.Н. Совершенствование теплоизолирующих экранов при термошахтной разработке месторождения тяжелой нефти [Текст] : монография / В.Н. Волков, О.Н. Бурмистрова, Н.В. Попова. - Новочеркасск: Известия учебных заведений. Северокавказский регион. Технические науки, 2005. -106 с.
2. Волков, В.Н. Ресурсосберегающая технология производства метанола прямым окислением метана и его гомологов [Текст] : монография / В.Н. Волков, М.Я. Кордон, КХИ.Вдовин ; МНИЦ ПГСХА. - Пенза, 2002 .- 137с.
Статьи в центральных периодических изданиях
1. Волков, В.Н. De Chambre de la combustion de compact de sylindrigue [Текст] / В.Н. Волков, А.М. Рубанов, С.В.Фишман // Материалы Международного симпозиума по процессу горения / Краков, Польша, 1993. - С. 130-134.
2. Волков, В.Н. Comdustion chamber of compact [Текст] / В.Н. Волков, А.М. Рубанов // Материалы Международного симпозиума по процессу горения / Венгрия, Будапешт, 1994. - С. 160-164.
3. Волков, В.Н. Разработка конструкции теплоизолированной колонны с целью снижения теплопотерь [Текст] / В.Н. Волков, А .Р. Александров // Известия, Академия промышленной экологии. - 1999. - №2. - С. 15-17.
4. Волков, В.Н. Методы интенсификации добычи нефти, конденсата и газа путем использования двухчастного гидродинамического волнового генератора [Текст] / В.Н. Волков, В .Я.Николаев // Известия, Академия промышленной экологии. — 1999. —№ 6. - С. 21-23.
5. Волков, В.Н. Анализ тепловых методов разработки нефтяных месторождений [Текст] / В.Н. Волков, Н.В.Волкова // Энергосбережение и водоподготовка. - 1999. — № 4. - С. 31-33.
6. Волков, В.Н. Эффективность использования теплоизолированной колонны с относительно независимым перемещением внутренних и внешних труб [Текст] / В.Н. Волков, ВЛ.Николаев, Н.С. Пономарев, A.B. Федосеев, А.Р. Александров // Строительные материалы, оборудование и технологии 21 века. - 1999. - № 6. - С. 27-30.
7. Волков, В.Н. К созданию нового теплоэнергетического оборудования для месторождений нефти разрабатываемых термическими методами [Текст] / В.Н. Волков, Н.В.Волкова // Энергосбережение и водоподготовка. - 2000. -№ 1.-С. 42-44.
8. Волков, В.Н. Разработка конструкции теплоизолированной колонны с целью снижения теплопотерь [Текст] / ВЛ.Николаев, Н.С. Пономарев, A.B. Федосеев, А.Р. Александров // Известия, Академия промышленной экологии. - 2000. - № 2. - С. 28-31.
9. Волков, В.Н. Методы добычи нефти, конденсата и газа [Текст] / В.Н. Волков, Н.Д. Цхадая, В Л. Николаев, В.О. Некучаев, A.B. Федосеев, А.Р. Александров // Известия, Академия промышленной экологии. - 1999. - № 6. -С. 21-24.
Ю.Волков, В.Н. Комплексное экспериментальное исследование условий получения метанола методом прямого окисления метана [Текст] / В.Н. Волков // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. Москва. -2005.-№4.-С. 21-25.
П.Волков, В.Н. Оценка экологической эффективности применения парогенераторов ЦППС -5/18 на месторождении Ярега [Текст] / В.Н. Волков // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе.Москва . - 2005. -№5.-С. 17-20.
12.Волков, В.Н. Методика проведения аэродинамических исследований работы камер сгорания ЦППС [Текст] / В.Н. Волков // Т. 3. Труды XXIV Российской школы наука и технология: итоги диссертационных исследований / Москва, 2004.-С. 212-216.
13.Волков, В.Н. Экспериментальные исследования тепловых характеристик камеры сгорания парогенератора [Текст] / В.Н. Волков // Т. 3. Труды XXIV Российской школы наука и технология: итоги диссертационных исследований / Москва, 2004. - С. 216 - 220.
Статьи в научных сборниках
1. Волков, В.Н. Камера сгорания погруженных цилиндрических прямоточных парогенераторов со спиральными каналами для прогрева нефтяного пласта [Текст] / В.Н. Волков, А.М. Рубанов, С.В.Фишман // Республиканская научная конференция «Народное хозяйство Республики Коми»: сб. науч. тр. / Сыктыквар, 1993. - С. 244-248.
2. Волков, В.Н. Тепловые воздействия при эксплуатации скважин Ярегского месторождения [Текст] / В.Н. Волков, В.Я. Николаев, А.В.Федосеев // Материалы II региональной научно - практической конференции / УГТУ. -Ухта, 1999.-С. 145- 149.
3. Волков, В.Н. Новый способ эксплуатации скважин Ярегского месторождения [Текст] / В.Н. Волков, A.A. Мордвинов // Научно-практическая конференция Экология Севера : сб. науч. тр. / У1 "ГУ. - Ухта, 1999.-С. 110-114.
4. Волков, В.Н. Предпосылки к созданию нового экономически и экологически эффективного теплотехнического оборудования на объектах термического воздействия [Текст] / В.Н. Волков, В Л.Николаев // Материалы межвузовской научно — практической конференции / МГСУ. - Москва, 1999. -С. 210-212.
5. Волков, В.Н. Паротепловое воздействие при разработке месторождений высоковязких нефтей в районах Крайнего Севера [Текст] / В.Н. Волков, С.А. Кузнецова, B.C. Рочев // Ш-Международная научно - практическая конференция «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» : сб. науч. тр. / Анапа, 2001. — С. 175 - 181.
6. Волков, В.Н. Методы эксплуатации скважин с высоковязкими нефтями Ярегского месторождения [Текст] / В.Н. Волков, Н.В. Волкова, С.А. Кузнецова, B.C. Рочев // Ill-Международная научно — практическая конференция «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» : сб. науч. тр. / Анапа, 2001. - С. 69 - 72.
7. Волков, В.Н. Пути снижения затрат на ликвидацию гидратных отложений в стволе скважины [Текст] / В.Н. Волков, В.Н. Аканьев, МЛ. Кордон, Ю.И.Вдовин, B.C. Рочев // Y Международная научно - практическая конференция «Водохозяйственный комплекс и экология гидросферы в регионах России» : сб. науч. тр. / Пенза, 2002. - С. 120 - 127.
8. Волков, В.Н. Математическая модель для расчета дополнительного годового эффекта на установке утилизации сбросных газов [Текст] / В.Н. Волков, В.Н. Аканьев, МЛ. Кордон, Ю.И.Вдовин, К.Ю. Никифиров // Y Международная научно-практическая конференция «Водохозяйственный комплекс и экология гидросферы в регионах России» : сб. науч. тр. / Пенза, 2002. - С. 93 -97.
9. Волков, В.Н. Экономическая модель технологического процесса утилизации сбросных газов [Текст] / В.Н. Волков, В.Н. Аканьев, МЛ. Кордон, Ю.И.Вдовин, К.Ю. Никифиров // III Международная научная конференция «Проблемы строительства, инженерного обеспечения и экологии городов» : сб. науч. тр. / Пенза, 2002. - С. 45 - 50.
Ю.Волков, В.Н. Влияние конструкции горелочного устройства на величину образования оксида азота [Текст] / В.Н. Волков, Н.В. Попова, О.В. Фотиева // IV Международная научная конференция «Проблемы строительства, инженерного обеспечения и экологии городов» : сб. науч. тр. / Пенза, 2002. -С. 18-24.
П.Волков, В.Н. Результаты экспериментальных исследований мобильных цилиндрических прямоточных парогенераторов ЦППС в условиях Крайнего Севера [Текст] / В.Н. Волков, С. А. Кузнецова, Н.В. Попова // Материалы научно - технической конференции : сб. науч. тр. / УГТУ. - Ухта, 2002. - С. 127-131.
12.Волков, В.Н. Оценка экономической эффективности производства метанола методом прямого окисления метана кислородом воздуха [Текст] / В.Н. Волков // Международная научная конференция «Современные проекты, технологии и материалы для строительного, дорожного комплексов и жилищно-коммунального хозяйства» : сб. науч. тр. / Брянск, 2003.
13.Волков, В.Н. Оценка экологической эффективности производства метанола в местах его потребления [Текст] / В.Н. Волков // Международная научная конференция «Современные проекты, технологии и материалы для строительного, дорожного комплексов и жилищно-коммунального хозяйства» : сб. науч. тр. / Брянск, 2003.
14.Волков, В.Н. Утилизация тепла на компрессорных станциях для охлаждения природного газа, транспортируемого подземным магистральным газопроводом [Текст] / В.Н. Волков, С. А. Кузнецова, Н.В. Попова // YII Всероссийская научно — техническая конференция : сб. науч. тр. / Н.Новгород, 2003.
15.Волков, В.Н. Экологическая эффективность при утилизации сбросных газов НПЗ[Текст] / В.Н. Волков // YIII Международная научно-техническая конференция «Проблемы строительного комплекса России» : сб. науч. тр. / Уфа, 2004.
16.Волков, В.Н. Оценка ущерба окружающей природной среде при разливах пластовых вод [Текст] / В.Н. Волков, О.Н. Бурмистрова // III Международная научно - практическая конференция «Ресурсы недр России: экономика и геополитика, геотехнологии и геоэкология, литосфера и геотехника» : сб. науч. тр. / РИО ПГСХ - Пенза, 2004. - С. 48 - 54.
17.Волков, В.Н. Удаление реагентов нефтедобычи [Текст] / В.Н. Волков / под ред. В.А.Ерышева, И.А.Лушкина // Градостроительство, реконструкция, и инженерное обеспечение устойчивого развития городов Поволжья : сб. науч. тр. / ТГУ. - Тольятти, 2004. - С.147 - 151.
18.Волков, В.Н. Технология снижения воздействия пластовых вод на окружающую среду [Текст] / В.Н. Волков, О.Н. Бурмистрова / под ред. В.А.Ерышева, И.АЛушкина // Градостроительство, реконструкция, и инженерное обеспечение устойчивого развития городов Поволжья : сб. науч. тр. / ТГУ. - Тольятти, 2004. - С. 136 - 142.
19.Волков, В.Н. Экспериментальные исследования горелочных устройств ЦППС - 5/18 [Текст] / В.Н. Волков // XXIY Российская школа по проблемам науки и технологий, посвященная 80-летию со дня рождения академика В.П.Макеева: краткие сообщения / УрО РАН. - Екатеринбург, 2004. - С. 244 -246.
20.Волков, В.Н. Стендовые исследования аэродинамических характеристик камеры сгорания ЦППС [Текст] / В.Н. Волков // XXIY Российская школа по проблемам науки и технологий, посвященная 80-летию со дня рождения академика В.П.Макеева : краткие сообщения / УрО РАН. - Екатеринбург, 2004.-С. 246 - 248.
21.Волков, В.Н. Экспериментальные исследования опытного образца камеры сгорания парогенератора [Текст] / В.Н. Волков // Международная научно-
практическая конференция при IX Международной специализированной выставке (Строительство. Коммунальное хозяйство. Камнеобработка 2005) «Проблемы строительного комплекса России» : сб. науч. тр. / Изд-во УГНТУ. - Уфа, 2005. - С. 147 - 151.
22.Эколого-технологические основы комплексного использования пластовых вод нефтяных месторождений [Текст] : учеб. пособие / В.Н. Волков, Н.Д. Цхадая, В.И. Литвиненко; УГТУ. - Ухта, 2001. - 160 с.
23.Волков, В.Н. Стендовые исследования тепловых характеристик камеры сгорания [Текст] / В.Н. Волков // Т. 1. Международная научно-техническая конференция конференция посвященная 75-летию АЛТИ-АГТУ «Современная наука и образование в решение проблем экономики Европейского севера» : сб. науч. тр. / Издат. АГТУ — Архангельск, 2004. - С. 335 - 336.
24.Волков, В.Н. Разработка и исследование горелочных устройств ЦППС-5/18 [Текст] / В.Н. Волков // Т. 1. Международная научно-техническая конференция посвященная 75-летию АЛТИ-АГТУ «Современная наука и образование в решение проблем экономики Европейского севера» : сб. науч. тр. / Издат. АГТУ - Архангельск, 2004. - С. 331 - 333.
Патентные документы
1. Пат. 7Е21ВЗЗ/12 РФ. Устройство для герметизации межтрубного пространства скважины [Текст] / В.Н. Волков, Н.Д. Цхадая, И.Н. Андронов. № 2191885С2; опубл. 27.10 .2002, Бюл. № 30.
2. Пат. 7Е21В17/01,43/00 РФ, F16L59/14. Термоизолированная колонна [Текст] / В.Н. Волков, Н.Д. Цхадая, Н.В. Волкова, A.A. Мордвинов. № 2197594С2; опубл. 27.01.2003, Бюл. № 3.
3. Пат. 7Е21В17/00 РФ, F16L59/14. Лифтовая теплоизолированная труба [Текст] / В.Н. Волков, Н.Д. Цхадая, Н.В. Волкова, A.A. Мордвинов. № 2238387С2; опубл. 20.10.2004, Бюл. № 29.
4. Пат. 7Е21В17/00 РФ, F16L59/15. Лифтовая теплоизолированная труба [Текст] / В.Н. Волков, Н.Д. Цхадая, Н.В. Волкова, A.A. Мордвинов. № 2245983С2; опубл. 11.03.2005, Бюл. № 4.
5. Пат. 7Е21ВЗЗ/12 РФ. Пакер [Текст] / В.Н. Волков, Н.Д. Цхадая, A.A. Мордвинов, B.C. Рочев. № 2245986С2; опубл. 10.02.2005, Бюл. № 4.
Ухтинский государственный технический университет Отпечатано в отделе оперативной полиграфии. Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13 Усл. печ. 2,89. Тираж 100 экз. Заказ № 198
Содержание диссертации, доктора технических наук, Волков, Владимир Николаевич
ВВЕДЕНИЕ.
ГЛАВА 1. Проблемы защиты окружающей среды при строительстве и эксплуатации скважин в северных условиях (на примере Республики Коми).
1.1. Проблемы оптимизации природопользования при освоении природных ресурсов Севера Европейской части России.
1.1.1. Устойчивость многолетнемерзлых пород к техногенным воздействиям при строительстве и эксплуатации скважин.
1.1.2.Классификация геокриологических условий нефтегазодобывающих районов России.
1.1.3. Конструкция скважин для добычи аномальных нефтей с применением тепловых методов на месторождениях Европейского Севера.
1.1.4. Опыт применения теплоизолированных насосно-компрессорных труб.
1.1.5. Технология бурения в многолетнемерзлых породах.
1.2. Воздействие объектов газовой отрасли на криолитозону на месторождениях Европейского Севера.
1.2.1. Воздействие объектов добычи и транспорта газа на многолетнемерзлые породы.
1.2.2. Нарушения граничных условий на поверхности многолетнемерзлых.
1.2.3. Изменения геокриологической обстановки в массиве многолетнемерзлых.
1.3. Анализ опыта строительства и эксплуатации скважин в многолетнемерзлых породах.
1.3.1. Методы обеспечения надежности эксплуатации скважин в мерзлых породах.
Выводы.
ГЛАВА 2. Современное состояние защиты технологического оборудования от гидратообразования на газодобывающих промыслах Крайнего Севера.
2.1. Характеристика процесса и методы борьбы с гидратообразованием в стволе скважин.
2.1.1. Условия образования, состав и свойства гидратов.
2.1.2. Основные факторы, влияющие на образование гидратов в стволах скважин.
2.1.3. Современные методы борьбы с образованием гидратов в стволе скважин.
2.1.4. Ингибиторы, применяемые для борьбы с гидратообразованием.
ГЛАВА 3. Экспериментальные исследования процесса окисления метана кислородом воздуха.
3.1. Задачи экспериментальных исследований.
3.2. Описание экспериментальной установки.
3.2.1 Схема экспериментальной установки и порядок проведения опытов.
3.2.2. Оценка погрешностей определения выходных параметров, характеризующих работу реактора.
3.2.3. Обработка экспериментальных данных.
3.3. Результаты экспериментальных исследований.
3.3.1. Определение состава реакционного газа и метанольного конденсата.
3.3.2. Влияние расхода газовой смеси на выходные параметры реактора.
3.3.3. Влияние концентрации кислорода в газовой смеси на выходные параметры реактора.
3.3.4. Влияние температуры стенки реактора на выходные параметры реактора.
3.3.5. Влияние давления в реакторе на выходные параметры реактора.
3.3.6. Влияние концентрации метана в исходной газовой смеси на выходные параметры реактора.
3.3.7.0пределение регрессионной зависимости для коэффициента Al=f(02;P).
3.4. Эколого-экономическая оценка результатов применения метода прямого окисления для получения метанола в местах газодобывающих промыслов севера.
3.4.1. Цель и задачи эколого-экономической оценки.
3.5. Выбор критериев экономической эффективности технологического процесса.
3.5.1. Технологическая схема получения метанола методом прямого окисления метана кислородом воздуха.
3.5.2 Критерии экономической эффективности.
3.6. Теоретическая модель расчёта критериев эффективности.
3.6.1. Расчёт величины годовой экономии средств.
3.6.2. Расчёт технологической себестоимости метанола.
3.6.3. Расчет дополнительных капитальных затрат.
3.7. Оценка результатов расчета критериев экономической эффективности.
3.8. Оценка экономической эффективности производства метанола в местах его потребления.
Выводы.
ГЛАВА 4. Разработка технологии снижения воздействия пластовых вод на окружающую среду при эксплуатации скважин.
4.1. Состав пластовых вод.
4.2. Критерии загрязнения окружающей среды.
4.3. Воздействие нефтесодержащих пластовых вод на природу.
4.4. Технологии снижения экологической опасности пластовых вод.
4.4.1. Очистка от нефти и нефтепродуктов.
4.4.2. Удаление реагентов нефтедобычи.
4.4.3. Комплексная переработка пластовых вод.
4.5. Эколого-экономическая оценка использования пластовых вод.
4.5.1. Оценка ущерба окружающей природной среде при разливах пластовых вод.
4.5.2. Оценка стоимости товарной продукции.
4.5.3. Экономический эффект от комплексной переработки пластовых вод.
ГЛАВА 5. Применение парогенераторной установки ЦППС 5/18 при паротепловом воздействии на пласт месторождения Ярега.
5.1. Современное состояние промтеплоэнергетических систем и источников теплоснабжения на объектах нефтедобывающей промышленности.
5.2. Состояние технической оснащенности теплоэнергетическим оборудованием месторождений разрабатываемых термическими методами. Краткий обзор теплогенерирующих установок применяемых на месторождениях тяжелых нефтей.
5.3 Комплексные экспериментальные исследования камер сгорания цилиндрических прямоточных парогенераторов.
5.3.1. Схема и конструкция элементов оборудования экспериментального натурного стенда.
5.3.2. Методика проведения аэродинамических исследований работы камеры сгорания ЦППС.
5.3.3. Методика обработки опытных данных и полученных результатов.
5.3.4. Экспериментальные исследования тепловых характеристик камеры сгорания парогенератора типа ЦППС.
5.4 Разработка инженерного метода расчета парогенератора ЦППС-5/18.
5.4.1 Особенности теплового расчета парогенератора ЦППС-5/
5.4.2 Расчет лучистой составляющей теплового потока.
5.4.3 Расчет конвективной составляющей теплового потока.
5.4.4 Математическая программа теплового расчета парогенераторов типа ЦППС-5/18, «ПАРОГЕНЕРАТОР».
5.4.5 Результаты расчета программы ПАРОГЕНЕРАТОР.
5.4.6 Оценка вклада лучистой составляющей в суммарный тепловой поток камеры сгорания ЦППС -5/18.
5.5 Экологический анализ аспектов промышленного применения мобильной парогенераторной установки ЦППС-5/18 для паротеплового воздействия на пласт месторождения Ярега.
5.5.1 Оценка технологических и конструктивных решений, повышающих экологический уровень цилиндрического прямоточного парогенератора ЦППС-5/18.
5.5.2. Пример оценки экологической эффективности применения парогенераторов ЦППС-5/18 для паротеплового воздействия на пласт месторождения Ярега.
ГЛАВА 6. Анализ состояния и перспективы развития термошахтной разработки местороадения тяжелой нефти.
6.1. Режим закачки теплоносителя в пласт и отбора жидкости из пласта
6.1.1 Механизм нефтеотдачи пласта Ярегского месторождения при термошахтной разработке.
6.1.2 Технико-экономические показатели термошахтной нефтедобычи и обоснование цели работы.
6.2.Развитие методик по определению потерь тепла в нагнетательных скважинах при закачке в пласт теплоносителей.
6.2.1. Анализ методик по определению потерь тепла в нагнетательных скважинах при закачке в пласт теплоносителей
6.2.2 Теплопотери в стволе скважины при нагнетании горячей воды
6.2.3 Тепловые потери при движении пара в стволе скважины.
6.2.4 Теплопотери в стволе скважины при нагнетании перегретого пара.
6.3. Результаты расчета потерь тепла при нагнетании теплоносителей на примере Ярегского месторождения.
6.4. Научное обоснование и разработка теплоизолированных труб и конструкций паронагнетательных скважин.
6.4.1 Анализ существующих способов термозащиты и конструкций теплоизолирующих экранов.
6.4.2 Конструкция и оборудование первоочередных скважин для закачки пара в пласт.
6.4.3 Термоизолированная колонна с коаксиально расположенными колоннами наружных и внутренних труб, перемещаемых свободно и независимо относительно друг от друга.
6.4.4 Определение изменения длины внутренней трубы термоизолированной колонны от температуры.
6.4.5 Создание лабораторного стенда для испытания конструкций термоизолированных труб.
6.4.6 Результаты применения самокомпенсирующих теплоизолированных насосно-компрессорных труб (ТНКТ).
Выводы.
Введение Диссертация по биологии, на тему "Разработка экологически безопасных технологий при сооружении и эксплуатации скважин в условиях Европейского Севера"
Актуальность темы. В настоящее время наращивание добычи природных и нефтяных газов, являющихся ценным сырьём для химической промышленности и важнейшим источником энергетических ресурсов, прежде всего, происходит за счёт ввода в разработку новых месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера и Западной Сибири.
Среди техногенных факторов, оказывающих воздействие на окружающую среду, добыча углеводородного сырья относится к наиболее землеемким и агрессивным отраслям. Уже сейчас отдельные нефтедобывающие территории по состоянию окружающей среды приближаются к районам экологического бедствия. Особенно велика опасность экологических катастроф при эксплуатации трубопроводов большого диаметра в экстремальных северных ландшафтах России, что подтверждается экологической катастрофой в районе г.Усинска, где в результате серии аварийных выбросов в окружающую среду вылились тысячи тонн нефти.
Природная среда и технические сооружения нефтепромыслов выступают в качестве подсистем единой геотехнической системы, и неучет этого обстоятельства служит причиной критических ситуаций. Проблемы агрессии среды относительно технических объектов и мероприятия по их защите теснейшим образом смыкаются с вопросами охраны среды от загрязнений. При этом важнейшей задачей является изучение уровней и форм геохимических нагрузок на природные комплексы. Не зная уровней содержания загрязнителей в природных средах (почвах, фунтах, водах, биоте), их состава, особенностей пространственного распределения, характера взаимодействия с природными системами, а также устойчивости и способности разных природных объектов к самоочищению, нельзя разработать комплекс мероприятий по оптимизации природопользования в нефтедобывающих районах, включая рекультивацию загрязненных земель.
Необходимость уменьшения риска разрушения природной среды и минимизации отрицательных следствий нефтедобывающего производства определяет актуальность получения территориально дифференцированной информации об эколого-геохимических последствиях добычи нефти и газа, включая определение количественных и качественных закономерностей распределения загрязнителей по площади ореола загрязнения (определение их геохимической структуры), вероятность и интенсивность посттехногенного расширения общего объема загрязненного почвенного пространства.
Цель работы. Разработка эколого-экономической модели комплексной переработки пластовых вод нефтяных месторождений, математического моделирования и расчетов тепло-массообменных процессов при закачке теплоносителя в теплоизолированные трубы, технологической схемы и экономической модели процесса утилизации сбросных газов с использованием метода прямого окисления метана для получения метанолсодержащего растворителя для борьбы с гидратообразованием в стволе скважины, анализ научно-практических основ снижения тепловых и токсичных выбросов в процессе нефтедобычи и нефтепереработки в условиях Крайнего Севера.
Обоснование целесообразности применения малотоннажного производства метанола путем прямого окисления метана кислородом воздуха на нефтегазодобывающих промыслах Крайнего Севера. Разработка научно-практических основ снижения тепловых и токсичных выбросов в процессе нефтедобычи в условиях Крайнего Севера.
Научная новизна. Впервые проведен комплексный анализ воздействия объектов нефтегазодобывающего комплекса Европейского Севера России -Усинского, Ярегского, Харьягинского месторождений на природную среду северных регионов, а также анализ реакций природной среды на эти воздействия.
Научно обоснована и экспериментально подтверждена технологическая и экономическая целесообразность использования метода прямого окисления метана для получения метанола в местах расположения нефтегазодобывающих промыслов Крайнего Севера. Теоретически обоснован и предложен метод борьбы с гидратообразованием в стволе скважины.
Создана математическая модель тепломассообмена парогенератора ЦППС и программа инженерного расчета камеры сгорания ЦППС на ЭВМ.
Научно обоснована и разработана на уровне патентов конструкция термоизолированной колонны с коаксиально расположенными наружными и внутренними трубами, перемещаемыми свободно и независимо друг от друга. Продолжено развитие методик по определению потерь тепла в скважинах при закачке в пласт теплоносителей в условиях Крайнего Севера.
Положения, выносимые на защиту
1. Анализ воздействия объектов нефтегазовой отрасли на криолитозону в районах Европейского Севера;
2. Аналитические зависимости для прогнозирования уровня загрязнения окружающей среды нефтегазодобывающими предприятиями;
3. Прогнозирование глубины зоны возможного образования гидратов как в простаивающей, так и в работающей скважине;
4. Обоснована технология получения метанола из метана методом прямого окисления кислородом воздуха;
5. Методология оценки снижения воздействия пластовых вод нефтяных месторождений Крайнего Севера на окружающую среду;
6. Проведен анализ и разработана методика определения теплопотерь на примере Ярегского месторождения в зависимости от заполнения затрубного пространства теплоподающих труб газом, водой, нефтью и базальтовым волокном;
7. Исследование установившихся зависимостей рабочих параметров и процессов в камерах сгорания ЦППС, оценка их теплотехнических, конструктивных показателей и экологической эффективности.
Практическая ценность и реализация результатов исследований
Разработана и внедрена конструкция скважины для добычи аномальных нефтей с применением тепловых методов на месторождениях Европейского Севера.
Разработаны организационно-технические и конструктивные мероприятия по снижению воздействия пластовых вод нефтяных месторождений на окружающую среду.
Разработана технология определения начала гидратообразования газа определенного состава в стволе скважины в условиях Севера.
Предложена технология получения метанола из метана методом прямого окисления кислородом воздуха и разработана автономная, малотоннажная установка.
Апробированы и внедрены математические модели оценки уровня загрязнения окружающей среды хлоридами, сульфатами и карбонатами щелочных и щелочноземельных металлов.
Предложена конструкция и методика расчета теплоизолированных колонн с коаксиально расположенными наружными и внутренними трубами, перемещаемыми свободно и независимо друг от друга. Установлена работоспособность колонны при разности температур на внутренней и наружной трубе, равной 250°С с перемещением нижнего торца внутренней трубы до 5,8 м.
Создан натурный экспериментальный стенд, позволяющий выполнять весь комплекс аэродинамических и тепловых исследований камер сгорания цилиндрических прямоточных парогенераторов. Полученные экспериментальные данные можно использовать для дальнейших проектных разработок.
Предложена конструкция горелки и методика расчета ее параметров с аксиально-тангенциальным завихрителем. Конструкция горелки отличается простотой изготовления и экономичностью.
Представленные в диссертации результаты использованы в создании технических и рабочих проектов опытно-промышленного мобильного парогенератора в ДСП 11111 «Ухта-Нефть» и приняты к реализации в ОАО «ЯНТК» Республики Коми.
Результаты теоретических и экспериментальных исследований настоящей работы используются в учебном процессе УГТУ.
Методы исследований. Поставленные цель и задачи исследований решались с использованием детального анализа и обобщения существующего опыта, технологии и исследований по нефтегазодобыче в условиях Крайнего Севера.
Апробация результатов исследований. Результаты теоретических и экспериментальных исследований по диссертационной работе обсуждались ежегодно на научных конференциях и семинарах УГТУ с 1994 по 2005гг., на международных конференциях: «Север и экология - 21 век: экологическое образование и воспитание» 1999-2001г. г. Москва, РГУНГ; «Освоение ресурсов трудно извлекаемых и высоковязких нефтей», 2001 г., г. Анапа; «Проблемы строительного комплекса России», 2004 г., Уфа; «Международная научно-практическая конференция «Передовые технологии на пороге XXI века». -Москва: 1998; «Современные технологии проектирование и энергосбережения в условиях Крайнего Севера» 2000-2001г. г. Ухта, УГТУ; «Проблемы строительства инженерного обеспечения и экологии городов» 2002-2003 г. Пенза. Диссертация и ее разделы неоднократно обсуждались на научно-технических советах (НТС) ОАО (ПО) «Коминефть», ОАО «Битран» 19852003г., на Всероссийской конференции «Техноэкогеофизика» (г. Ухта, октябрь
2002 г.), «Нефть и газ Европейского северо-востока России» (г. Ухта, апрель
2003 г.), на НТС ТИП «Лукойл-Ухтанефтегаз» (г. Ухта, Печорнипинефть, май 2003 г.), «Природоресурсный потенциал России» (г. Пенза, 2004г.), XX1Y Российской школе по проблемам науки и технологий (г. Миасс, 2004г.), «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе» (г. Москва, 2005 г.), «Проблемы строительного комплекса России», (2005 г., Уфа).
Публикации по результатам исследований. По теме диссертации опубликованы 2 монографии, более 145 работ в научно-технических журналах, трудах конференций и совещаний, получено 1 авторское свидетельство и 5 патентов, 5 учебно-методических пособий с грифом УМО.
Структура и объем работы. Диссертационная работа изложена на 450 страницах машинописного текста и состоит из введения, 6 глав, библиографического списка литературы наименований, содержит 108 рисунков, 71 таблицу и приложение.
Заключение Диссертация по теме "Экология", Волков, Владимир Николаевич
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. На основе теоретических исследований разработана математическая модель экологической ситуации в районах нефтедобычи и нефтепереработки в условиях Республики Коми.
2. Предложен процесс окисления метана и его гомологов в метанол как метод утилизации нефтезаводских газов. Разработана технология и найдены оптимальные условия процесса обоснования децентрализованного производства метанолсодержащего растворителя для борьбы с гидратообразованием в нефтегазодобывающих промыслах в условиях Крайнего Севера.
3. Представлена методика расчета технико-экономической эффективности от внедрения природоохранных мероприятий и инженерных решений по снижению воздействия пластовых вод нефтяных месторождений.
4. Выполнено теоретическое обоснование и разработана конструкция парогенератора ЦППС-5/18, производительностью 5 т/ч пара с давлением 18 МПа, и оригинального горелочного устройства с лопаточным аксиально-тангенциальным завихрителем.
5. Для натурных исследований горелочного устройства, процессов аэродинамики и тепломассообмена камер сгорания котлов типа ЦППС разработан и изготовлен комплексный экспериментальный стенд, на котором выполнены комплексные исследования при сжигании природного газа среднего 0,75 МПа и высокого 2,8 МПа давления при изменении нагрузки от 50% до номинальной, получены аналитические зависимости для расчетов коэффициентов сопротивления аксиально-тангенциального завихрителя и камеры сгорания ЦППС-5/18.
6. Выполнена оценка экологической эффективности использования парогенераторов ЦППС-5/18 на объектах нефтяных месторождений по сравнению с существующими в настоящее время котлами УППГ, ППУ-ЗМ, ВПГ-6 ЦКТИ. Показано, что уровень загрязнения в зоне расположения котлов при этом снижается на 12%.
7. В результате анализа термошахтной технологии с применением горизонтальных скважин по двухгоризонтной системе (с 1972 г.), двухъярусной (с 1981 г.) и одногоризонтной (с 1975 г.) было установлено, что развитие технологий обеспечило повышение коэффициента теплоотдачи с 3% до 50%, перевод неизвлекаемых запасов в извлекаемые, решение социально-экономических проблем и получение народнохозяйственного эффекта 415 млн. руб.;
8. Развитие методик расчета теплоизолированных труб при использовании теплоизолированных экранов с отражателями теплового излучения позволило обосновать: конструкции колонн с наружными и внутренними трубами, имеющими свободное и независимое перемещение друг от друга; конструкции теплоизолированных труб на принципе самокомпенсации линейных удлинений за счет использования наружной трубы из материала с коэффициентом температурного удлинения большим и модулем упругости меньшим, чем у материала внутренней трубы; методику расчета колонн с предварительным натягом внутренней трубы.
9. Разработаны стенды, методика испытаний разработанных конструкций ТНК, проведены промысловые испытания теплоизолированных труб на Ярегском месторождении.
Библиография Диссертация по биологии, доктора технических наук, Волков, Владимир Николаевич, Москва
1. А.Н. Lefebre and E.R. Norster The Influence of fuel Preparation Operating conditions on Flame Radiation in Gas Turbine Combustor/ ASME Paper 72-WA/HT-26HT 1980
2. Baker Oil Tools completes world's first deepwater Level 5 multilateral from floating rig. Offshore, 1999, Vol. 59, № 10, p. 31.
3. Cai K., Juan R. Высокотемпературная прочность на изгиб металлокерамики (Nb, Ti)C-35Ni // J. Chin. Ceram. Soc. 1994. - V. 22, N 6. - P.613-616. РЖ Хим.- 1995, 21M15
4. Chambers M.R. Junction design based on operational requirements. Oil&Gas Journal, 1998, Vol. 96, № 49, p.p. 73,76,78-79, 82, 84.
5. Giger F.M., Reiis L.N., Jourdan A.P. The reservoir engineering aspects of horizontal drilling. SPE 13024.
6. Haucr Flat flame Burner .-«Industrial heating» 1981 №3, p.551
7. Hogg C. World's first TAML Level 6 multilateral completion: the Belridge projeet. Woid Oil, 1999, Vol. 220, № 5, p.p. 49-50.
8. Homogeneous Gas-Phase Oxidation of Methane Using Oxiden as Oxidant in an Annular Reactor. Gary A. Foulds, Brian F. Gray, Sarah A. Miller, and G. Stewart Walker. Ind. Eng. Chem. Res. 1993,32,780-787.
9. MacKenzie A., Hogg C. Multilateral classification system with example applications. Woid Oil, 1999, Vol. 220, № 1, p.p. 55-61.
10. Miuskat M. The flow of homogenius fluids through porous media. I.H.R.D.C., Boston, 1982.
11. Partial Oxidation of Methane, Methanol, and Mixtures of Methane and Methanol, Methane and Ethane, and Methane, Carbon Dioxide, and Carbon Monoxide. Jin-Woo Chun and Rayford G., Anthony. Ind. Eng. Chem. Res. 1993,32, 788-795.
12. Southern California Edison limits Nox with firing modification dispathing technique// Electrical World / November 1975.
13. Utility boiler operating modes for reduced nitric oxide emissions / F/А/ Bagwell e/e. a. //JAPCA/1981/, vol.21, №11, P.19-23.
14. Авторский надзор за процессов разработки нефтяных месторождений объединения «Коминефть»: отчет /Печорнипинефть. Рук.: А.Г. Демиденок, В.А. Кузькоков. - Ухта, 1979. - Тема 1/77. - 215 с.
15. А.с. 1005527. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения Текст. /A.M. Пирвердян [и др.]. опубл. 23.05.80, Бюл. №8.-7 с.
16. А.с. 1240110. Способ разработки нефтяной залежи с аномально высоким пластовым давлением Текст. /Ф.Ф. Рыбаков, Ю.В. Батищев. опубл. 07.06.91, Бюл. № И.-5 с.
17. А.с. 1464552. Способ разработки нефтяной и нефтегазовой залежи Текст. / К.И. Ямалетдинов [и др.]. опубл. 27.10.97, Бюл. №9.-4 с.
18. А.с. 150449 СССР, Е 21 В 7/04. Способ проводки многозабойной скважины Текст. /A.M. Григорян. опубл. 7.12.72, Бюл. № 1.
19. А.с. 1559122. Способ разработки нефтяной залежи Текст. / Н.Г. Зайнуллин [и др.]. опубл. 23.04.90, Бюл. № 1. - 7 с.
20. А.с. 1588862. Способ разработки скоплений газогидратов в криолитозоне Текст. /A.M. Культиков, В.П. Царев. опубл. 30.08.90, Бюл. №8.-4 с.
21. А.с. 1601353. Способ разработки нефтяной залежи заводнением Текст. /А.Б. Листенгартен [и др.]. опубл. 23.10.90, Бюл. №7.-3 с.
22. А.с. 1606686. Способ разработки нефтяного месторождения Текст. /В.Т. Абдулмазитов [и др.]. опубл. 15.11.90, Бюл. №6.-3 с.
23. А.с. 976739 СССР МКИ 001 Е21 В 17/00 Е21 В 36/00. Теплоизолированная колонна Текст. /Г.С. Чупров [и др.]. -№ 3255759/03; заявл. 04.03.81.
24. А.с. 571107. Способ добычи газа Текст. /Ю.П. Коротаев [и др.]. опубл. 07.11.87, Бюл. №12.-3 с.
25. А.с. 578448. Способ борьбы с бактериями в заводненном нефтяном пласте Текст. / В.И. Смирнов [и др.]. опубл. 30.10.77, Бюл. №5.-7 с.
26. А.с. 605429. Способ разработки газоконденсатного месторождения Текст. / Г.И. Амурский, Э.С. Гончаров, Г.И. Дедовская. опубл. 07.09.87, Бюл. №8.-4 с.
27. А.с. 651121. Добавка к нагнетаемой в пласт воде для повышения нефтеотдачи Текст. / М.Г. Абасов [и др.]. опубл. 05.03.79, Бюл. №4.-6 с.
28. А.с. 681993.Способ разработки нефтяного месторождения Текст. /Б.Е. Доброскок [и др.]. опубл. 23.11.81, Бюл. №3.-2 с.
29. А.с. 723106. Состав для заводнения нефтяного пласта Текст. /А.А. Загоруйко, Н.П. Юркив. опубл. 25.03.80, Бюл. №3.-2 с.
30. А.с. 791949. Устройство для исследования процесса капиллярного вытеснения нефти из породы водой Текст. / Е.И. Лискевич [и др.]. опубл. 30.12.80, Бюл. №2.-7 с.
31. А.с. 947399. Способ разработки нефтегазовой залежи Текст. /Г.В. Килеровский, Б.Г. Парахчен. опубл. 30.07.82, Бюл. №5.-4 с.
32. А.с. РФ1818466, М. кл. 5Е21В43/12. Способ разработки газонефтяного пласта Текст. / В.Ф. Буслаев [и др.]. опубл. 30.05.93, Бюл. № 20.
33. Абрамович, Г.Н. Прикладная газовая динамика Текст.: учеб. / Г.Н. Абрамович.-М.: Наука, 1976.-883 с.
34. Аладьев, И.Т. Теплоотдача к парожидкостным смесям, текущим в криволинейных трубах при тепловых потоках больших критических скоростей Текст. / И.Т Аладьев//Теплоэнергетика. 1975.- № 9 - С.69-72.
35. Амиров, К.Б. Нефтеотдача пластов при водонапорном режиме Текст. /К.Б. Амиров А.И. Бубанов // Разведка и охрана недр. 1958 - № 2. - С. 14-18.
36. Ананьев, В.М. Математическая модель для расчета дополнительного годового экономического эффекта на установке утилизации сбросных газов Текст. / В.М. Ананьев [и др.].//У Международная научно-практическая конференция
37. Водохозяйственный комплекс и экология гидросферы в регионах России», 1011 сент. 2002 г.: сб. науч. тр. /ПГСХА. Пенза, 2002. - С. 21-23.
38. Ананьев, В.М. Методика определения геометрических и массовых характеристик реактора прямого окисления метана кислородом воздуха Текст. /
39. B.М. Ананьев и др. //II международная научно-практическая конференция «Природно-ресурсный потенциал, экология и устойчивое развитие регионов России» 26-27 сеет. 2002 г.: сб. науч. тр. / ПГСХА. Пенза, 2002. - С. 11-14.
40. Антикайн, П.А. Металлы и расчет на прочность котлов и трубопроводов Текст. / П.А. Антикайн. М.: Энергоатомиздат, 1990.- 386 с.
41. Апельцин, И.П. Подготовка воды для заводнения пластов Текст. /И.П. Апельцин. М.: Гостоптехиздат, 1951. - 285 с.
42. Арбузов, В.В. Охрана природы и ресурсосбережение в строительстве Текст. / В.В. Арбузов. Пенза: ПГАСИ, 1994. -146 с.
43. Ахмедов, Р.Б. Технология сжигания горючих газов и жидких топлив Текст. / , Р.Б. Ахмедов, JI.M. Цирюльников. JL: Недра, 1984.
44. Аэродинамика закрученной струи Текст.: учеб. /Под ред. Р.Б. Ахмедова. М.: Энергия, 1977.-360 с.
45. Бабарин, В.П. Двухфазные потоки и вопросы теплообмена Текст. /В.П. Бабарин, Р.И. Савостьянов. М.: Наука. - 64 с.
46. Байков, У.М. Использование сточных вод в системе заводнения пластов Текст. /У.М. Байков, JI.B. Еферов. -М.: Недра, 1968. 128 с.
47. Байков, У.М. Сточные воды нефтепромыслов Башкирии и методы их подготовки для закачки в нефтяной пласт Текст. /У.М. Байков М.: ВНИИОЭНГ, 1966.-278 с.
48. Байков, У.М. Требование к водам, закачиваемым в нефтяные пласты Текст. /У.М. Байков. М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - 29 с.
49. Богомяков, П.П. Рациональный расчет системы водозабора глубоких подземных вод Текст. /П.П. Богомяков, В.А. Нуднер //Разведка и охрана недр. 1964. - № 5.-С. 57-60.
50. Борисов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами Текст. /Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Табаков. М.: Недра, 1964. - 265 с.
51. Бочевер, Ф.М. Расчеты эксплуатационных запасов подземных вод Текст. /Ф.М. Бочевер. М.: Недра, 1968. - 163 с.
52. Бреус, В.И. Кризис теплоотдачи в винтовых змеевиках при высоких давлениях Текст. / В .И. Бреус, В.И. Беляков // Теплоэнергетика. 1983. - №10. -С. 50-52.
53. Бурение вторых стволов из законченных разведочных скважин Текст. / В.Б. Суханов [и др.]. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-1999.-№1.-С. 17-20.
54. Буслаев, В.Ф. История развития буровых работ в Коми крае Текст.: учеб. пособие. / В.Ф. Буслаев. Ухта: УГТУ, 1998. - 76 с.
55. Буслаев, В.Ф. Строительство скважин на Севере Текст. / В.Ф. Буслаев [и др.]. -Ухта: УГТУ, 2000.-288 с.
56. Буслаев, В.Ф. Техника и технология забуривания нового ствола из обсаженной скважины Текст. /В.Ф. Буслаев, B.JI. Вдовенко, В.М. Юдин // НТС. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -1999. № 8. - С. 3-9.
57. Буслаев, В.Ф. Управление траекторией горизонтальных и горизонтально-разветвленных скважин Текст.: учеб. пособие /В.Ф. Буслаев, С.А. Кейн. Ухта: УИИ, 1995.-80 с.
58. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин Текст. / Ю.В. Вадецкий. -М.: Недра, 1978.-470 с.
59. Винтовкин, А.А. Горелочные устройства промышленных печей и топок: (конструкции и технические характеристики) Текст.: справ. / А.А. Винтовкин, М.Г. Ладыгичев., B.JI. Гусовский. М.: СП Интермет Инжиниринг, 1999. - 560 е.: ил.
60. Возможность разработки низкопродуктивных коллекторов системой горизонтальных скважин Текст. / А.Т. Горбунов [и др.] // Нефтяное хозяйство. -1993.-№3,-С. 8-10.
61. Волков, В.Н К созданию нового теплоэнергетического оборудования для нефтяных месторождений, разрабатываемых термическими методами Текст. / В.Н. Волков, Н.В. Волкова //Энергосбережение и водоподготовка. 2000. - №1. -С. 60-65.
62. Волкова, Н.В. Анализ тепловых методов разработки нефтяных месторождений Текст. / Н.В. Волкова В.Н. Волков //Энергосбережение и водоподготовка. -1999.-№4.-С. 19-21.
63. Волкова, Н.В. Проблема использования природного газа и защиты окружающей среды Текст. /Н.В. Волкова //VI-ая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов МЭИ: сб. науч. тр. /МЭИ. Москва, 2000. -С. 14-15.
64. Волкова, Н.В. Снижения объемов загрязнения атмосферы на объектах паротеплового воздействия на пласт Текст. /Н.В. Волкова, А.А. Гуревич //Научно-техническая конференция преподавателей и аспирантов УГТУ: сб. науч. тр. /УГТУ. Ухта, 2001. - С. 38-40.
65. Временная типовая методика определения экономической эффективности осуществления природоохранных мероприятий и оценки экономического ущерба, причиняемого народному хозяйству загрязнением окружающей среды Текст. // Экономика. М., 1986. - № 2.
66. Вукалович, М.П. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара / М.П. Вукалович, СЛ. Ривкин, А.А. Александров М.: Издательство стандартов, 1969.-320с.
67. Выбор и применение комплекса методов водоподготовки в нефтяной промышленности Текст. //Обзор, информ. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1983. - Вып. 8. - 32 с.
68. Выбор оптимального числа горизонтальных скважин в кусте Текст. / В.Ф. Буслаев [и др.]. // Нефтяное хозяйство. -1990. № 8. - С. 14-16.
69. Глушко, В.П. Термодинамические свойства отдельных веществ Текст. Т 1/ В.П. Глушко [и др.]. М.: Наука, 1978. - 340 с.
70. Голубцов, В.М. Расчет угла крутки на выходе из вихревых газовых горелок Текст. /В.М. Голубцов // Газовая промышленность. 1976. - № 7. - С. 44.
71. Голубцов, В.М. Расчет угла крутки на выходе из вихревых газовых горелок Текст. / В.М. Голубцов // Газовая промышленность. 1975. - № 9. - С.56-58.
72. Голубцов, В.М. Влияние размеров вихревой газовой горелки на угол раскрытия факела Текст. / В.М. Голубцов // Газовая промышленность. 1975. - № 9. - С. 56-58.
73. Голубцов, В.М. К расчету параметров вихревых газовых горелок с лопаточными завихрителями Текст. / В.М. Голубцов // Теплоэнергетика. 1984. - № 4. - С. 54-58.
74. Голубцов, В.М. К расчету сопротивлений вихревых газовых горелок Текст. / В.М. Голубцов // Газовая промышленность. 1975. -№1. - С. 52-54.
75. Голубцов, В.М. К расчету числа лопаток завихрителей вихревых горел очных устройств Текст. / В.М. Голубцов // Теплоэнергетика. 1988. - № 3. - С. 73-75.
76. Григорян, А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами Текст. / A.M. Григорян М.: Недра, 1969. - С. 42-47.
77. Демидов, П.Г. Горение и свойства горючих веществ Текст. / П.Г. Демидов [и др.].-М.: Химия, 1981.-272 с.
78. Джавадян, А.А. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях в Российской Федерации Текст. /А.А. Джавадян, В.Е. Гавура // Нефтяное хозяйство. 1993. - №10. - С. 75-79.
79. Дияшев, Р.Н. Некоторые принципиальные вопросы оценки применения горизонтальных скважин Текст.: материалы семинара-дискус. /Р.Н. Дияшев. -Альметьевск: Новое знание, 1998. С. 67-70.
80. Дияшев, Р.Н. Некоторые принципиальные вопросы оценки эффективности применения горизонтальных скважин Текст.: материалы семинара-дискус / Р.Н. Дияшев. Казань: Новое Знание, 1998. - 150 с.
81. Ефремочкин, М.В. Временные рекомендации по обоснованию запасов попутных вод нефтяных месторождений в качестве минерального сырья Текст. / М.В. Ефремочкин, Р.И.Иовчев, А.А. Бездетный. М.: ВСЕГИНГЕО, 1987. - 70 с.
82. Желтов, Ю.В. Разработка сложно построенных месторождений высоко вязких нефти в карбонатовых коллекторах Текст. / Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов, Г.Е. Малофеев. М.: Нефть и газ, 1997. - 256 с.
83. Жиринский, Г.С. Газовые турбины двигателей летательных аппаратов Текст. / Г.С. Жиринскийи [и др.]. М.: Машиностроение, 1971. -120 с.
84. Жоховский, М.К. Техника измерения давления и разрежения Текст. /М.К. Жоховский. М.: Машгиз, 1952.-360 с.
85. Исследование методов и средств воздействия на призабойную зону скважин месторождений объединения «Коминефть» Текст.: отчет / Печорнипинефть; Рук.: Б.Ф. Губанов, И.П. Королев. Тема 17/76. - Ухта, 1977. - 300 с.
86. Извлечение микрокомпонентов из попутно добываемых вод нефтяных месторождений (на примере южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) Текст. / В.И. Литвиненко [и др.]. //Нефтяное хозяйство. 1991. - № З.-С. 45-49.
87. Иссерлин, А.С. Основы сжигания газового топлива Текст.: справ, пособие /
88. A.С. Иссерлин. 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Недра, 1987. - 336 с.
89. Калинин, А.Г. Бурение наклонных скважин Текст.: справ. / А.Г. Калинин, Н.А. Григорян, Б.З. Султанов. -М.: Недра, 1997.
90. Калинин, А.Г. Бурение наклонных скважин Текст.: справ. /А.Г. Калинин, Н.А. Григорян, Б.З. Султанов. М.: Недра, 1990. - 348 с.
91. Карелин, А.Я. Очистка сточных вод от нефтепродуктов Текст. / А.Я. Карелин,
92. B.Г. Перевалов. М.: Недра, 1961. - 187 с.
93. Карелин, НЛ. О качестве вод, закачиваемых в продуктивные пласты Текст. / НЯ. Карелин, А.Г. Соколов //Нефтяное хозяйство. 1963. - № 12.
94. Кварцев, В.А. Гидрология нефтяных и газовых месторождений Текст. /В.А. Кварцев. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 67 с.
95. Клеровскакий, Г.В. Истощение пластов при режиме растворенного газа после их разработки с применением заводнения Текст. /Г.В. Клеровскакий, М.Д. Розенберг. М.: ВНИИ, 1973. - 87 с.
96. Ковалев, А.П. Парогенераторы Текст. /А.П. Ковалев, Н.С. Лелеев, Т.В. Виленский. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 376 с.
97. Ковалев, А.П. Состояние и тенденции развития современных энергетических парогенераторов Текст. / А.П. Ковалев, JI.M. Ференец. М.: ВИНИТИ, 1996. -275 с.
98. Ковалев, B.C. Расчет процесса заводнения нефтяной залежи Текст. /B.C. Ковалев. М.: Недра, 1970. - 137 с.
99. Комплексный проект опытно-промышленной разработки Лаявожского нефтегазоконденсатного месторождения Текст.: отчет /Коми филиал ВНИИгаза. Ухта, 1986. - 229 с. - Исполн.: Н.Н. Трегуб [и др.].
100. Кондратов, А.П. Основы физического эксперимента и математическая обработка результатов измерений Текст.: учеб. / А.П. Кондратов, Е.В. Шесгопалов. М.: Атомиздат, 1980 - 200 с.
101. Коноплев, Ю.П. Новый способ термошахтной разработки нефтяных месторождений Текст. / Ю.П. Коноплев, Б.А. Тюнкин // Нефтяное хозяйство. -2001.-№3.-С. 59.
102. Ш.Копытов, Ю.В. Экономия энергии в промышленности Текст.: справ. / Ю.В. Копытов, Б.А. Чуланов. М.: Энергоиздат, 1982. - 350 с.
103. Коррозия и защита Текст. // Газовая промышленность 1985. - (Экспресс-информ; Вып. 1).
104. Котлер, В.Р. Оксиды азота в дымовых газах промышленных котлов Текст. / В.Р. Котлер. М.: Энергоатомиздат, 1987. -144 с.
105. Кочергин, В.И. Расчет составляющих и объемов вредных газообразных выбросов при сжигании топлива в технологических установках Текст. / В.И. Кочергин. М.: ГАНГ, 1996. - 33 с.
106. Краузе, Ф.К. Увеличение извлекаемых запасов нефти за счет горизонтального бурения Текст. / Ф.К. Краузе // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1989. -№10.-С. 13-15.
107. Крейг, Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении Текст. / Ф.Ф. Крейг. М.: Недра, 1974. - 340 с.
108. Кривоногов, Б.М. Влияние режимных факторов на образование окислов азота в топках котлов ДКВР -20 при сжигании природного газа Текст. / Б.М. Кривоногов, В.В. Дунин // Использование газа в народном хозяйстве: реф. сб. -М., 1974.-№10.-С. 12-14.
109. Кривоногов, Б.М. Повышение эффективности сжигания газа и охрана окружающей среды Текст. / Б. М. Кривоногов. JL: Недра, 1986. - 280 с.
110. Крылов, О.В. Парциальное каталитическое окисление метана в кислородосодержащие соединения /О.В. Крылов //Успехи химии. 1992. - № 61.-Вып. 11.-С. 2041-2061.
111. Ксензенко, В.И. Химия и технология брома, йода и их соединений Текст. / В.И. Ксензенко, Д.С. Стасиневич. -М.: Химия, 1979. 375 с.
112. Кудрявцев, И.В. Материалы в машиностроение Текст. В 2т. Т.2. Конструкционная сталь / И.В.Кудрявцев. М.: Машиностроение, 1967. - 478 с.
113. Кудрявцев, И.В. Материалы в машиностроение Текст. В Зт. Т. 3. Специальные стали и сплавы / И.В.Кудрявцев. М.: Машиностроение, 1968. - 428 с.
114. Кутателадзе, С.С. Теплообмен и трение в турбулентном пограничном слое Текст. / С.С. Кутателадзе, А.И. Леонтьев. М.: Энергия, 1972. - 334 с.
115. Кутепов, A.M. Гидродинамика и теплообмен при парообразовании Текст. / A.M. Кутепов, JI.C. Стерман, Н.Г. Стюшин. М.: Высшая школа, 1977. - 350 с.
116. Лавров, Н.В. Процессы горения топлива и защита окружающей среды Текст. / Н.В. Лавров, Э.И. Розенфельд, Г.П. Хаустович. М.: Металлургия, 1982. - 240 с.
117. Ланина, Т.Д. Извлечение лития, бора, магния из пластовых вод нефтяных месторождений (на примере Западно-Тэбукского месторождения) Текст. / Т.Д. Ланина-М., 1995.-140 с.
118. Лезин, В.И. Методика расчета естественной циркуляции в парогенераторах Текст. / В.И. Лезин М.: МЭИ, 1971. - 250 с.
119. Леонтьев, А.И. Развитие турбулентного течения в каналах МГДГ Текст. / А.И. Леонтьев, В.Г. Пузач // Проблемы теплофизики и физической гидродинамики. -Новосибирск, 1974-№ 3 С. 46-55.
120. Лефевр, А. Н. Процессы в камерах сгорания ГДТ Текст. / А. Н. Лефевр; Пер. с англ. Ю.И. Чуньков М.: Мир, 1986. - 566 с.
121. Литвиненко, В.И. Извлечение магния из попутных вод нефтяных месторождений и получение оксида магния высокой степени чистоты Текст. /В.И. Литвиненко, Б.Г. Варфоломеев // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 1. - С. 34-37.
122. Литвиненко, В.И. Гидроминеральное сырье Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции Текст. /В.И. Литвиненко //Поиск, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море: сб. науч. тр. / ВНИГРИ СПб., 1996.-С. 91-96.
123. Литвиненко, В.И. Дополнительное производство карбоната лития при переработке пластовых вод нефтяных месторождений Текст. / В.И. Литвиненко, Б.Г. Варфоломеев // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 5. - С. 52-55.
124. Литвиненко, В.И. Закономерности концентрирования пластовых вод выпариванием Текст. /В.И. Литвиненко, Б.Г. Варфоломеев //Нефтяное хозяйство. -1999. № 11. - С. 21-23.
125. Литвиненко, В.И. Ионообменное производство йода из пластовых вод нефтяных месторождений Текст. /В.И. Литвиненко, Б.Г. Варфоломеев //Нефтепромысловое дело. -1999. -№ 4. С. 48-50.
126. Литвиненко, В.И. Организация производства брома и бромпродуктов из пластовых вод нефтяных месторождений Текст. /В.И. Литвиненко, Б.Г. Варфоломеев //Нефтепромысловое дело. 1999. - № 4. - С. 45-48.
127. Литвиненко, В.И. Структура потоков в технологических аппаратах Текст.: учеб. пособие / В.И. Литвиненко [и др.]. Ухта: УГТУ, 2000. - 69 с.
128. Литвиненко, В.И. Технология получения пербората натрия из пластовых вод нефтяных месторождений Текст. /В.И. Литвиненко, Б.Г. Варфоломеев //Нефтепромысловое дело. -1998. -№ 1. С. 12-15.
129. Лысенко, В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений Текст. /В .Д. Лысенко. М.: Недра, 2000. - 517 с.
130. Лысенко, В.Д. Определение продуктивности коллекторов Текст. / В.Д. Лысенко //Нефтепромысловое дело. -1998. № 2. - С. 8-13.
131. Люри, И.В. Оборудование для добычи нефти при паротепловом воздействии на пласт Текст. /И.В. Люри, Б.А. Ромашов. М.: Недра, 1981. - 250 с.
132. Ляховский, Д.Н. Турбулентность в прямоточных и закрученных струях Текст. /Д.Н. Ляховский // Теория и практика сжигания газа. Л., 1964. - С. 320.
133. Максименко, Ю.Л. Оценка воздействия на окружающую среду и разработка нормативов ПДВ Текст. / Ю.Л. Максименко, В.Н. Шаприцкий, И.Н. Горкина. -М.: СП Интермет Инжиниринг, 1999. 480 с.
134. Маликов, С.Ф. Введение в технику измерения Текст. /С.Ф. Маликов М.: Машгиз, 1952.-250 с.
135. Методические и нормативно-аналитические основы экологического аудирования в Российской Федерации Текст.: учеб. пособие по экологическому аудированию. М.: Тройка, 1999. - 776 с.
136. Минко, А.Г. Методика измерения эффективной теплопроводности термоизолированных труб Текст. /А.Г. Минко // Техника и технология бурения и добычи нефти на месторождениях Тимано-Печорской провинции /ВНИИОЭНГ. М„ 1984. - С. 73 с.
137. Миропольский, З.Л. Теплоотдача в криволинейных каналах при кризисе кипения Текст. / З.Л. Миропольский, В.Ю. Пикус. Минск: Наука и техника, 1968.-320 с.
138. Морозов, Ю.Т. Бурение направленных и многоствольных скважин малого диаметра Текст. / Ю.Т. Морозов. М.: Недра, 1976. - 211 с.
139. Никитин, Б.А. Суммарный приток нефти к одиночной наклонно направленной многозабойной скважине в анизотропном пласте Текст. /Б.А. Никитин, В.Г. Григулецкий // Нефтяное хозяйство. 1993. -№ 6. - С. 8-10.
140. Новикова, Л.И. Состояние бурения в США Текст. / Л.И. Новикова // Материалы НТС ОАО Газпром: сб. науч. тр. / УГТУ Ухта, 2001. -С. 3-15.
141. Нормативный метод расчета паровых котлов Текст. /О.М. Балдина и др. М.: ЦКТИ, 1973.-275с.
142. Осипова, И.И. Механические свойства материалов из ультра дисперсных порошков нитридов и оксидов Текст. /И.И. Осипова, Н.В. Колдаев, JI.JI. Сартинская // Порошковая металлургия. 1995. - №9. - С.92-98.
143. Павлов, К.Ф. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов в химической технологии Текст. /К.Ф. Павлов, П.Г. Романков, А.А. Носков. 7-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1980. - 624 с.
144. Пат. 2030576. Устройство для ориентирования отклонителя в наклонных и горизонтальных скважинах Текст. / В.Ф. Буслаев [и др.]. заявлено 18.01.91, опубл. 13.02.92
145. Пат. 2055180. Гидравлическое устройство для ориентирования Текст. / В.Ф. Буслаев, С.Ю. Баранов, А.А. Шиляев, JI.C. Спицына. заявл. 22.04.91; опубл. 18.03.92.
146. Пат. 2191885 РФ. Устройство для герметизации межтрубного пространства скважины Текст. / Н.Д. Цхадая, В.Н. Волков, А.А. Пранович, И.Н. Андронов,
147. A.Р. Алескандров, Н.П. Богданов, В.В. Гавриков, А.В. Федосеев, В Я. Николаев; заявитель и патентообладатель УГТУ. № 2000101459; заявл. 17.01.00; опубл.2710.02.-14 с.
148. Пат. 2238387 РФ. Лифтовая теплоизолированная труба Текст. / Н.Д. Цхадая,
149. B.Н. Волков, А.А. Пранович, А.Р. Алескандров, Б.А. Тюнькин, Н.В. Волкова,
150. В.А. Жевнеренко, В.В. Гавриков, А.В. Федосеев, В.Н. Яковлев; заявитель и патентообладатель УГТУ. № 2000122226; заявл. 22.08.00; опубл. 22.10.04. -12с.
151. Пат. РФ № 2079639, МПК6Е21В43/14. Способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений Текст. /Ю.И. Белозеров [и др.]. -опубл. 20.05.97, Бюл. № 14.
152. Пебалк, В.Л. Адсорбционная доочистка буровых сточных вод Текст. / В.Л. Пебалк [и др.]. // Химическая промышленность. -1991. № 8. - С. 62-64.
153. Петухов, А.В. Трещинно-каверзно-карстовые зоны в карбонатных отложениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции Текст. /А.В. Петухов // Сов. геология. -1989. -№ 10. С. 23-28.
154. Подсчет запасов конденсатного газа и нефти Лаявожского месторождения по состоянию на 1 окгября 1979 г. Текст.: отчет /ПГЭ АТГУ; рук. А.И. Сало [и др.]. Нарьян-Мар, 1979. - 200 с.
155. Полинг, Л. Химия Текст. / Л. Полинг. М.: Мир, 1978. - 480 с.
156. Поршаков, Б.П. Термодинамика и теплопередача (в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности) Текст.: учеб. для вузов / Б.П. Поршаков, Р.Н. Бикчентай, Б.А. Романов. -М.: Недра, 1987.-349 с.
157. Правила перевозки опасных грузов по железной дороге России. М.: Транспорт, МПС, 1995.-50 с.
158. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. М.: Недра, 1989 - 45 с.
159. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. -М.: Энергоатомиздат, 1989.-350 с.
160. Применение осадкообразной композиции и ПАВ для увеличения нефтеотдачи высокотемпературных пластов Текст. / Р.Н. Мухамедзянов [и др.]. //Нефтяное хозяйство. -1994. -№ 7. С. 21-22.
161. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти Текст. /Г.З. Ибрагимов [и др.]. М.: Недра, 1991.-307 с.
162. Проводка дополнительного горизонтального ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины Текст. /А.С. Оганов [и др.]. //Нефтяное хозяйство. -1993. № 5. - С. 25-28.
163. Пряников, В.И. Техника безопасности и промышленная санитария Текст.: справ, для раб. хим. пром. /В.И. Пряников [и др.]. М.: Химия, 1978. - 280 с.
164. Пузач, В.Г. О подобии между обтеканием шероховатых и проницаемых поверхностей с чередующимся вдувом отсосом массы Текст. /В .Г. Пузач //Тепломассообмен турбулентных потоков в энергетических установках. М., 1984.-№28.-С. 60-66.
165. Разработка технологический регламентов технических средств для их реализации при строительстве скважин в зоне многолетней мерзлоты Текст.: отчет о нир (заключит.) / Печорнипинефть; Рук.: И.Ю. Быков, И.П. Б.Л, Сапгир. Тема 11/80. - Ухта, 1983. - 116 с.
166. Разработка газоконденсатных месторождений горизонтальными и горизонтально-разветвленными скважинами Текст. /В.Ф. Буслаев [и др.]. //Газовая промышленность. 1993. - № 12. - С. 30-31.
167. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Текст. / И.М. Муравьев [и др.]. М.: Недра, 1965. - 185 с.
168. Разработка нефтяных месторождений Текст. ЛО.П. Желтов [и др.]. М.: Недра, 1986.-92 с.
169. Результаты опытно-промышленных работ в кусте скв.429 на пермо-карбоновой залежи Возейского месторождения Текст.: отчет /Печорнипинефть. Ухта, 1983.-67 с
170. Ривкин, С.В. Теплофизические свойства воды и водяного пара Текст. /С.В. Ривкин, А.А. Александров. М.: Энергия, 1980. - 424 е.: ил.
171. Ривкин, С.Л. Термодинамические свойства газов Текст.: справ. /С.Л. Ривкин. -4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 288 е.: ил.
172. Роддатис, К.Ф. Справочник по котельным установкам малой производительности Текст. /К.Ф. Роддатис, А.Н. Полтарецкий. М.: Энергоатомиздат, 1986.-488 е.: ил.
173. Роджерс, В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей Текст. /В.Ф. Роджерс. М.: Недра, 1967. - 124 с.
174. Розенфельд, Э.И. Современные методы сжигания газа Текст.: в 11т. /Э.И. Розенфельд. М.: ВИНИТИ АН СССР, 1969. - 270 с.
175. Розловский, А.И. Основы техники взрывобезопасности при работе с горючими газами и парами Текст. / А.И. Розловский. М.: Химия, 1980. - 465 с.
176. Рудин, М.Г. Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов Текст. / М.Г. Рудин, Г.Ф. Смирнов. -JI.: Химия, 1994. 256 с.
177. Рузин, JI.M. Некоторые технологические принципы разработки неоднородных залежей, содержащих аномально вязкую нефть Текст. /JI.M. Рузин //Интервал. -2002.-№7.-С. 23-32.
178. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды Текст. / Н Байков Н.М. [и др.]. М.: Недра, 1981. - 240 с.
179. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Текст.: учеб. пособие для вузов / И.Т. Мищенко [и др.]. М.: Недра, 1984. - 272 е.: ил.
180. Сигал, ИЛ. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива Текст. / ИЛ. Сигал. JL: Недра, 1977. - 375 с.
181. Системный подход к регулированию гидродинамического воздействия на залежь Текст. /Шахвердиев А.Х. [и др.]. // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 10 -С. 52-55.
182. Сергеев, Р.В. Тепловые методы воздействия на призабойную зону пластов месторождений тяжелых и высоковязких нефтей Текст. /Р.В. Сергеев //Нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ. М., 1985. - Вып. 16. - 115 с.
183. СНиП 2.04.05-91*. Строительные нормы и правила. Отопление, вентиляция и кондиционирование Текст. М.: Минстрой России, ГУП ЦПП, 1997. - 73 с.
184. СНиП 3.02.01-87. Строительные нормы и правила. Земляные сооружения, основания и фундаменты Текст.-М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1988. 100 с.
185. СНиП 3.05.02-88*. Строительные нормы и правила. Газоснабжение Текст. -М.: Госстрой России, ГУП ЦПП, 1998. 53 с.
186. СНиП II-3-79*. Строительные нормы и правила. Строительная теплотехника Текст. М.: Минстрой России, ГУП ЦПП, 1996. - 29 с.
187. СНиП Ш-24-75.Строительные нормы и правила. Промышленные печи и кирпичные трубы Текст. М.: Госстрой СССР, 1976. - 18 с.
188. СНиП 2.04.08-87*. Строительные нормы и правила. Газоснабжение Текст. -М.: Минстрой России, 1997. 68 с.
189. СНиП 21-01-97*. Строительные нормы и правила. Пожарная безопасность зданий и сооружений Текст. М.: Госстрой России, ГУЛ ЦПП, 2001. - 16 с.
190. СНиП 3-05-05-84. Строительные нормы и правила. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы Текст. М.: Госстрой СССР, 1985.-22 с.
191. СНиП И-23-81*. Строительные нормы и правила. Стальные конструкции Текст. М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1988. - 96 с.
192. Составление технологической схемы опытно-промышленных работ по тепловому воздействию на пермо-карбоновую залежь тяжелой нефти Усинского месторождения Текст.: отчет /ВНИИ, Печорнипинефть; Рук.: H.JI. Раковский,
193. B.Н. Мигунов и др.. Ухта, 1973. - Тема 58/538. -161 с.
194. Совершенствование бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин Текст. / Н.К. Байбаков [и др.]. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 4.1. C. 8-9.
195. Сохошко, С.К. Оптимизация траектории добывающих скважин в интервале продуктивного пласта с учетом его анизотропии Текст. /С.К. Сохошко, С.И. Грачев // Нефтяное хозяйство. 1993. -№ 3. - С. 78-81.
196. Спейшер, В.А. Повышение эффективности использования газа и мазута в теплоэнергетических установках Текст. / В.А. Спейшер, А.Д. Горбаненко. М.: Энергоиздат, 1982.-382 с.
197. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1964. -80с.
198. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин Текст. / Ю.В. Зайцев [и др.]. М.: Недра, 1984. - 350 с.
199. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983.-455 с.
200. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти Текст. / Под ред. Ш.К. Гиматудинова. -М.: Недра, 1983.-455 с.
201. Стасенков, В.А. К вопросу оценки эффективности вытеснения разгазированной нефти водой Текст. /В.А. Стасенков, В.М. Салажаев //Нефтяное хозяйство. -1995. -№12.
202. Стрижевский, И.И. Факельные установки Текст. /И.И. Стрижевский, А.И. Эльнатанов. М.: Химия, 1979. - 182 с.
203. Стырикович, М.А. Малогабаритные цилиндрические прямоточные парогенераторы для повышения нефтеотдачи пластов /М.А. Стырикович и др.. // Препринт ИВТАН М.: ИВТАН, 1984. - № 3-141. - 60 с.
204. Сургучев, M.JT. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов Текст. / M.JI. Сургучев. М.: Недра, 1985. - 145 с.
205. Сургучев, M.JT. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений Текст. / M.JI. Сургучев. -М.: Недра, 1968. 165 с.
206. Сухарев, Г.М. Гидрогеология нефти и газовых месторождений Текст. / Г.М. Сухарев. М.: Недра, 1971.-304 с.
207. Талантов, А.В. Горение в потоке Текст. /Талантов А.В. М.: Машиностроение, 1974.-160 с.
208. Тепло и массообмен. Теплотехнический эксперимент Текст.: справ. /Под ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. Е.В и др. М.: Энергоиздат, 1982.-512 е.: ил.
209. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) Текст. / Под ред. Н. В. Кузнецова [и др.]. М.: Энергия, 1973.-296 е.: ил.
210. Теплопередача Текст.: учеб. / В.П. Исаченко [и др.]. М.: Энергоиздат, 1982. -415с.
211. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы Текст.: справ. /Под ред. В.А.Григорьева, В.М.Зорина [и др.]. -М.: Энергоатомиздат, 1987.-456 с.
212. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом Текст. / Н.К. Байбаков [и др.]. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. -181 с.
213. Термодинамические и теплофизические свойства продуктов сгорания Текст.: учеб./ В.Е. Алемясов [и др.].- М.: ВИНИТИ, 1973 692 с.
214. Техника и технология бурения многозабойных скважин в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции Текст. /В.Ф. Буслаев [и др.]. //НТС Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -1999. № 7. - С. 8-10.
215. Техническая термодинамика Текст.: учеб. /В.А. Кирилин [и др.]. М.: Энергоатомиздат, 1983.-416 с.
216. Технологическая схема разработки Лаявожского газоконденсатного месторождения Текст.: отчет / Печорнипинефть; авт. В.Н. Митюшов [и др.]. -Ухта, 1982.-130 с.
217. Тюнькин, Б.А. Опыт подземной разработки нефтяных месторождений и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти Текст.: монография / БА. Тюнькин, Ю.П. Коноплев. Ухта: Печорнипинефть, 1996.
218. Фахретдинов, Р.Н. Повышение нефтеотдачи пластов. Ожидания и перспективы Текст. / Р.Н. Фахретдинов // Интервал. 2001. - № 3. - С. 75-78.
219. Хамидуллин, Р.Д. Сравнение технологических показателей работы многозабойных скважин различной конфигурации Текст. /Р.Д. Хамидуллин, В.А. Сахаров, Н.А. Еремин //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -1999. № 1. - С. 45-46.
220. Христианович, С.А. О повышении нефтеотдачи пластов Текст. /С.А. Христианович, Ю.П. Коваленко //Нефтяное хозяйство. 1988. - № 10. - С. 2528.
221. Шарбатова, И.Н. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты Текст. / И.Н. Шарбатова, М.Л. Сургучев М.: Недра, 1988. - 121 с.
222. Шахвердиев, А.Х. Оптимизация систем ППД при заводнении залежей Текст. /А.Х. Шахвердиев // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 3. - С. 42.
223. Шпильрайн, Э.Э. Математическая модель многоходового цилиндрического прямоточного парогенератора Текст. /Э.Э. Шпильрайн [и др.]. //Препринт ИВТАН. М., 1984. - № 3-147. - 40 с.
224. Щукин, В.К. Теплообмен и гидродинамика внутренних потоков в полях массовых сил Текст. / В.К. Щукин. М.: Машиностроение, 1980. - 240 с.
225. Элементы теории систем и численные методы моделирования процессов тепломассопереноса Текст.: учеб. для вузов/ B.C. Швыдкий [и др.]. М.: СП Интермет Инжиниринг, 1999. - 520 с.: ил.
226. Чекалюк, Э.Б. Методика определения продуктивности разреза по термограммам действующих газовых скважин. Текст. /Э.Б. Чекалюк //Газовая промышленность. -1961. -№ 8. С. 21-30.
227. Юдин, В.М. Забуривание новых стволов прямыми компоновками Текст. /В.М. Юдин, B.JI. Вдовенко, В.Ф. Буслаев // НТС Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1999. - № 8. - С. 12-18.
228. Юдин, В.М. Методология разведки и разработки месторождений сложно построенных залежей углеводородов Текст. / В.М. Юдин. Ухта: УГТУ, 2000. -142 с.
229. Юдин, В.М. Развитие технологии и техники бурения многозабойных скважин для разведки и разработки сложнопостроенных залежей углеводородов Текст.: автореф. дис канд. техн. наук: 05.21.99 / В.М. Юдин. Ухта, 1999. - 24 с.
230. Яковлев, С.В. Рациональное использование водных ресурсов Текст. /С.В. Яковлев. М.: Высшая школа, 1991. - 400 с.
-
Волков, Владимир Николаевич
-
доктора технических наук
-
Москва, 2006
-
ВАК 03.00.16
- Управление геотехническими системами газового комплекса в криолитозоне: прогноз состояния и обеспечение надежности
- Теплообменные процессы в криолитозоне и их использование при оптимизации технологии крепления скважин
- Разработка комплекса технологий по повышению эффективности эксплуатации многозабойных газовых и газоконденсатных скважин
- Исследование взаимодействия нефтегазовых скважин с геокриологической средой с целью совершенствования технологий их консервации в северных регионах
- Повышение эксплуатационной надежности газовых и нефтяных скважин в многолетнемерзлых породах
