НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО NEFTEGAZOVOE DELOngdelo.ru/files/old_ngdelo/2014/2/2014-t12-2.pdf · 140 133 147 158 173 178 188 193 113 3 2014, т. 12, № 2 Содержание

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNALPETROLEUM ENGINEERING

НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО NEFTEGAZOVOE DELOУчредитель:ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет

2014. Том 12. №2Издается с 2002 г. 4 раза в год

РЕДКОЛЛЕГИЯ -------------------------------Главный редактор Р.Н. Бахтизин Члены редколлегии: Ю.Р. Абдрахимов Дж. Айелло И.В. Буренина А.П. Веревкин А.С. Верещагин Н.А. Гумеров В.Н. Зенцов А.Н. Зотов У.Б. Имашев Р.А. Исмаков Е.А. Кантор Н.Н. Карнаухов Г.Е. Коробков Ю.А. Котенев И.Р. Кузеев З.А. Лалаева А.Р. Латыпов Т.Б. Лейберт Ю.Г. Матвеев М.Н. Рахимов Т.Ш. Салаватов Г. Такач К.Р. Уразаков М.М. Фаттахов М.М. Хасанов А.Р. Хафизов М.X. Хуснияров Н.Д. Цхадая В.А. Шабанов А.М. Шаммазов

Founder:FSBEI НРЕ Ufa State Petroleum Technological University

2014. Vol. 12. (2)Published quarterly since 2002

EDITORIAL BOARD ----------------------------------Editor-in-Chief R.N. BakhtizinEditorial Board Members: Yu.R. Abdrakhimov G. Aiello I.V. Burenina A.P. Verevkin A.S. Vereshchagin N.A. Gumerov V.N. Zentsov A.N. Zotov U.B. Imashev R.A. Ismakov E.A. Kantor N.N. Karnaukhov G.E. Korobkov Yu.A. Kotenev I.R. Kuzeev Z.A. Lalaeva A.R. Latypov T.B. Leibert Yu.G. Matveev M.N. Rakhimov T.Sh. Salavatov G. Takacs K.R. Urazakov M.M. Fattakhov M.M. Khasanov A.R. Khafizov M.Kh. Khusniyarov N.D. Tskhadaya V.A. Shabanov A.M. Shammazov

Редакционно-издательский отдел М.Л. Ахмадуллин Т.С. Макарова Р.Ш. Абдеев Н.С. Антипова Р.Н. Аскаров Ю.Н. Савичева И.В. Федорова

Publishing department M.L. Akhmadullin T.S. Makarova R.Sh. Abdeev N.S. Antipova R.N. Askarov Yu.N. Savicheva I.V. Fedorova

Журнал зарегистрирован в Федеральной службе по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций.

Свидетельство о регистрации ПИ № 77-14-085 от 29.11.2002г. Журнал включен в базу данных «Ulrich΄s Periodikals Directori»Полнотекстовая версия выпуска размещена в Научной электронной библиотеке elibrari/ruПодписной индекс в Объединенном каталоге «Пресса России» - 41215Подписной индекс в Общероссийском каталоге «Роспечать» - 36443Подробности на сайте: www.ngdelo.ru

8

12

21

28

41

54

34

64

69

75

81

87

92

100

22014, т. 12, № 2

Содержание

ГЕОЛОГИЯ. ГЕОФИЗИКА. БУРЕНИЕГубарьков А.А., Кириллов А.В., Идрисов И.Р., Кузьменко А.Н., Марьинских Д.М. КРИОГЕННыЕ ПРОЦЕССы В ЕСТЕСТВЕННыХ И ТЕХНОГЕННыХ УСЛОВИяХ НА КРУЗЕНШТЕРНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ....................................................................................................

Иголкина Г.В. КОРРЕЛяЦИя МАГНИТНыХ ПОРОД В МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ НЕФТЕГАЗОВыХ И СВЕРХГЛУБОКИХ СКВАЖИН..............................................................

Рыкус М.В., Сначев В.И. ГЕОЛОГИя И ЗОЛОТОНОСНОСТЬ АКТАШСКОГО РУДНОГО ПОЛя..............................................................

Фаттахова Л.В., Пакаев Д.В., Диваев А.М. ПРИМЕНЕНИЕ РАСХОДОМЕТРИИ В НАГНЕТАТЕЛЬНыХ СКВАЖИНАХ НА ПРИМЕРЕ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИя...............................................................................................

Хасанова К. А. СТРОЕНИЕ И УСЛОВИя ФОРМИРОВАНИя ПЛАСТА БП17 ВыНГАяХИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИя (ЗАПАДНАя СИБИРЬ)....................................................................

Агзамов Ф.А., У Ди, Ли Юйфэй, Хабиров М.Н. АНАЛИЗ ВЛИяНИя ТЕМПЕРАТУРы НА ПРОЧНОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО КАМНя (рус., англ.)......................

Петров Н.А., Давыдова И.Н. СМАЗОЧНыЕ ДОБАВКИ ДЛя БУРОВыХ ПРОМыВОЧНыХ ЖИДКОСТЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ...........

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙАндронов Ю.В., Стрекалов А.В. ПРИМЕНЕНИЕ НЕЙРОННыХ СЕТЕЙ ДЛя ПРОГНОЗИРОВАНИя ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРыВА ПЛАСТА (ГРП)....................................................................................................

Бахтизин Р.Н., Уразаков К.Р., Смольников С.В., Аксаков А.В., Литовченко Д.М. ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННыХ ХАРАКТЕРИСТИК КАРТРИДЖА ФИЛЬТРА ТОНКОЙ ОЧИСТКИ.........................................................................................................

Пономарев А.И., Зарипова К.Р., Зарипов Р.М. ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕИЗОТЕРМИЧЕКОЙ НЕУСТАНОВИВШЕЙСя ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗА ПРИ НЕЛИНЕЙНОМ ЗАКОНЕ СОПРОТИВЛЕНИя........................................................

ТРАНСПОРТ, ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗАВанчин А. Г. ОБщИЕ ПРИНЦИПы ОПРЕДЕЛЕНИя ОПТИМАЛЬНыХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТы ГАЗОТРАНСПОРТНОГО УЗЛА...................................................................................................................................

Чухарева Н.В., Ермолаева А.В., Нестеренко А.С. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СИСТЕМ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ПРОЕКТИРОВАНИя ДЛя РЕШЕНИя ПРИКЛАДНыХ ЗАДАЧ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ПРИРОДНОГО ГАЗА......................................

ПЕРЕРАБОТКА. НЕФТЕХИМИЯЗиннатуллина Г.М., Алипов Д.E., Баулин О.А., Шахова Ф.А., Мухамадеева А.И., Карпенко Е.М., Гумерова Э.Т., Cпащенко А.Ю. ВЛИяНИЕ ПРИСАДОК НА ЭКСПЛУАТАЦИОННыЕ И ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ДИЗЕЛЬНыХ ТОПЛИВ..................................................................

Ибрагимов А.А., Хакимов В.Н., Кочкина Е.В., Обидова А.К., Имаева Л.Р., Рахимов М.Н. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИяНИя ДОБАВКИ CUSO4 НА КАТАЛИТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ХЛОРАЛЮМИНАТНОЙ ИОННОЙ ЖИДКОСТИ В РЕАКЦИИ ИЗОМЕРИЗАЦИИ Н-ГЕКСАНА...................

140

133

147

158

173

178

188

193

113

32014, т. 12, № 2

Содержание

106

Рахматуллин А. Р., Ахметов А. Ф., Нурмухаметова Э. Р. ПОЛУЧЕНИЕ АВТОМОБИЛЬНыХ БЕНЗИНОВ С ПОНИЖЕННыМ СОДЕРЖАНИЕМ АРОМАТИЧЕСКИХ КОМПОНЕНТОВ......................................................

Ягудина Д.И. Садретдинов И.Ф., Султанбекова И.А., Алябьев А.С. ДИИЗОНОНИЛ- И ДИИЗОДЕЦИЛФТАЛАТы — НОВыЕ ПЕРСПЕКТИВНыЕ ПЛАСТИФИКАТОРы ДЛя ОТЕЧЕСТВЕННОЙ ПРОМыШЛЕННОСТИ (рус., англ.)..................................................................................

ПРИКЛАДНЫЕ И АКАДЕМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯВеревкин А.П. РЕАЛИЗУЕМОСТЬ СИСТЕМ «ПРОДВИНУТОГО» УПРАВЛЕНИя И ОБЕСПЕЧЕНИя БЕЗОПАСНОСТИ НА ПРОИЗВОДСТВАХ ТЭК..........................................................................................................

Рахматуллина Р.Г, Аминова Г.К., Куватов З.Х., Тимофеев А.А., Фаттахова А.М., Буйлова Е.А. АСМ – ИССЛЕДОВАНИя ДЕФОРМИРОВАННОГО ЭЛАСТОМЕРА (рус., англ.)..................................................

Ягубов З.Х., Рочев В.В. РОЛЬ КОМПОНЕНТОВ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМы ОПРЕДЕЛЕНИя ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОяНИя ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНОГО ПРЕДПРИяТИя (рус., англ.)..............

ЭКОЛОГИЯ И ПРОМБЕЗОПАСНОСТЬРунов Д.М., Лаптев А.Г. РЕЗУЛЬТАТы ПРОМыШЛЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРИБОРА ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ОБРАБОТКИ ВОДы В СИСТЕМЕ ОБОРОТНОГО ВОДОСНАБЖЕНИя ГАЗОПЕРЕРАБАТыВАЮщЕГО ЗАВОДА (рус., англ.)...............................................................................................

Цхадая Н.Д., Жуйков А.Е., Ягубов З.Х., Ягубов Э.З. ПЕРСПЕКТИВы ИСПОЛЬЗОВАНИя ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКОЙ СИСТЕМы ДЛя НОРМАЛИЗАЦИИ МИКРОКЛИМАТА В НЕФТяНОЙ ШАХТЕ.................................................................................................................

ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕГеник И.В. АНАЛИЗ НЕКОТОРыХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НЕФТЕДОБыЧИ В РОССИИ 2000-2013 ГОДОВ (рус., англ.) ...........

Хайруллин В.А., Ривкина Н.Н., Шакирова Э.В. ОЦЕНКА СПРАВЕДЛИВОЙ СТОИМОСТИ ПРЕДПРИяТИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА ОБЪЕКТОВ НЕФТяНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМыШЛЕННОСТИ................................................................................

Хафизова Э.Г., Ванчухина Л.И., Хафизов Ф.Ш., Краснов А.В. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ ОБРАЗОВАНИя АМОРТИЗАЦИОННОГО ФОНДА.................................................................................................................................

8

12

21

28

41

54

34

64

69

75

81

87

92

100

42014, т. 12, № 2

Contents

GEOLOGY. GEOPHYSICS. DRILLINGA.A. Gubarkov, A.N.Kirillov, I.R. Idrisov, A.N. Kuzmenko, D.M. Marinskikh,CRYOGENIC PROCESSES IN NATURAL AND TECHNOGENIC CONDITIONS ON THE HARASAVEJSKY GAS FIELD ....................................................................................................................

G.V. Igolkina CORRELATION OF MAGNETIC ROCKS IN THE CROSS HOLE SPACE OIL AND GAS AND SUPER DEEP WELLS .......................................................................................................................................

M.V. Rykus, V.I. Snachev, GEOLOGY AND GOLD POTENTIAL OF AKTASHSKAYA ORE FIELD................................................................

L.V. Fattakhova, D.V. Pakaev, A.M. Divaev, SPINNER SURVEY APPLICATION IN INJECTION WELLS ON THE EXAMPLE OF THE PRIOBSKY RESERVOIR ..............................................................................................................................

K.A. Khasanova, CONDITIONS OF FORMATION OF BED BP17 VYNGAYAKHINSKOYE OIL FIELD (WESTERN SIBERIA)..

F.A. Agzamov, Wu Di, Li Yufei, M.N.Xabirov, ANALYSIS OF THE TEMPERATURE EFFECT ON THE STRENGTH OF CEMENT STONE .............................

N. A. Petrov, I.N. Davydova LUBRICANT ADDITIVES FOR DRILLING FLUIDS WESTERN SIBERIA ...........................................................

DEVELOPMENT OF OIL AND GAS F IELDSY.V. Andronov, A.V. Strekalov APPLICATION OF NEURAL NETWORKS FOR PREDICTING THE EFFICIENCY OF FORMATION HYDRAULIC FRACTURING (FHF) ............................................................................................

R.N.Bakhtizin, S.V. Smolnikov A.V. Axakov, D.M. Litovchenko STUDY FILTRATION CHARACTERISTICS CARTRIDGE FINE FILTER .............................................................

A. I. Ponomarev, K. R. Zaripova, R. M. Zaripov, NUMERICAL CALCULATION OF UNSTEADY NONISOTHERMAL GAZ FLOW ...........................................

TRANSPORT, STORAGE OF OIL AND GASA.G. Vanchin, GENERAL PRINCIPLES OF DETERMINATION OF OPTIMUM PARAMETERS OF WORK OF THE GAS TRANSMISSION UNIT .......................................................................................................................

N.V. Chukhareva, A.V. Ermolaeva, A. S. Nesterenko USE OF SYSTEMS OF THE AUTOMATED DESIGN FOR THE SOLUTION OF APPLIED TASKS IN GAS BRANCH .........................................................................................................................................................

PROCESSING. PETROCHEMICALG.M. Zinnatullina, D.E. Alipov, O.A. Baulin, F.A. Shakhova, A.I. Muhamadeeva, E.M. Karpenko, E.T. Gumerova, A.Yu. Spaschenko THE IMPACT OF ADDITIVES ON OPERATIONAL AND ECOLOGICAL CHARACTERISTICS OF DIESEL FUELS ......................................................................................................................................................

A.A. Ibragimov, V.N. Hakimov, E.V. Kochkina, A.K. Obidova, L.R. Imaeva, M.N. Rakhimov THE STUDY OF INFLUENCE OF ADDITION CuSO4 ON THE CATALYTIC PROPERTIES OF CHLOROALUMINATE IONIC LIQUID IN THE REACTION OF ISOMERIZATION OF N-HEXANE .........

140

133

147

158

173

178

188

193

113

52014, т. 12, № 2

Contents

106A.R. Rakhmatullin, A.F. Akhmetov, E.R. Nurmukhametova GETTING MOTOR GASOLINE WITH A REDUCED CONTENT OF AROMATIC COMPONENTS ........................

D.I. Iagudina, I.F. Sadretdinov, I.A. Sultanbekova, A.S. Alyabev DIISONONYL- AND DIISODECYL PHTHALATES ARE NEW PERSPECTIVE PLASTICIZERS FOR NATIVE INDUSTRY ................................................................................................................................................

APPLIED AND ACADEMIC RESEARCHA.P. Verevkin FEASIBILITY OF THE «ADVANCED» CONTROL AND SAFETY SYSTEMS IN EXTRACTION AND PROCESSING OF OIL AND GAS ..........................................................................................................................

R.G. Rakhmatullina, G.K. Aminova, Z.H. Kuvatov, A.A. Timofeev, A.M. Fattakhova, E.A. Buylova AFM STUDY OF DEFORMED ELASTOMER ................................................................................................................

Z.H. Yagubov, V.V. Rochev, THE ROLE OF INFORMATION-MEASURING COMPONENTS OF THE SYSTEM DETERMINE THE TECHNICAL CONDITION OF GAS TRANSPORTATION COMPANY................................................................

ECOLOGY AND INDUSTRIAL SAFET YD.M. Runov, A.G. Laptev THE RESULTS OF THE INDUSTRIAL USE APPLIANCE OF ELECTROMAGNETIC WATER TREATMENT IN THE WATER RECYCLING SYSTEM OF A GAS PROCESSING PLANT................................................................

N.D. Tskhadaya, A.E. Zhuikov, Z.H. Yagubov, E.Z. Yagubov, PROSPECTS FOR NORMALIZATION TELEMETRY SYSTEM CLIMATE IN OIL MINE ........................................

ECONOMICS AND MANAGEMENTI.V. Genik, THE ANALYSIS OF SOME INDICATORS OF OIL PRODUCTION IN RUSSIA 2000-2013 YEARS.........................

V.A. Khayrullin, N.N. Rivkina, E.V. Shakirova ASSESSMENT OF FAIR VALUE OF THE ENTERPRISE OF THE CONSTRUCTION COMPLEX...........................

E.G. Hafizova, L.I. Vanchukhina, F.Sh. Hafizov, A.V. Krasnov, IMPROVEMENT OF METHODICAL BASES OF FORMATION OF THE SINKING FUND ......................................

62014, т. 12, № 2

ПРАВИЛА ОФОРМЛЕНИЯ СТАТЕй, НАПРАВЛЯЕМыХ В НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИй ЖУРНАЛ «НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО»

Журнал принимает для публикации статьи, отно-сящиеся ко всем областям прикладных, естествен-ных и гуманитарных наук в приложении к проблемам нефтегазовой отрасли.

По желанию авторов возможна публикация только на английском или русском языках.

Статья должна быть тщательно отредактирована и выверена авторами.

Все публикуемые материалы проходят тщатель-ный отбор и рецензируются. К рецензированию привлекаются ведущие специалисты УГНТУ, АН РБ, Ухтинского ГТУ, Тюменского ГНГУ, ИПТЭР, ВНИИСТ, ВНИИГАЗ и других организаций. Редколлегия оставляет за собой право отклонить статью или возвратить ее на доработку.

Автор обязан доработать статью в соответствии с замечаниями рецензентов или редколлегии.

Авторы несут всю полноту ответственности за содержание статей и достоверность публикуемых данных. Редакция вправе не публиковать статью при выявлении в ней нарушения чьих-либо прав или общепринятых норм научной этики.

В редакцию предоставляются:- 1 экземпляр статьи на бумажном носителе фор-

мата А4 (подписан всеми авторами);- электронная версия статьи (с названием файла

по фамилии первого автора) на флеш-карте (Usb flash) или по электронной почте;

- личное заявление автора (авторов) о публика-ции;

- выписка из протокола заседания подразделения университета или другой организации, где были выполнены исследования, с рекомендацией к опу-бликованию;

- квитанция оплаты публикации в журнале (ска-нированная копия).

Техническое оформление:Объем статьи – 12000 – 14000 печ.зн.Статья предоставляется в текстовом формате

(Microsoft Word). Параметры страницы: А4, левое поле – 30 мм,

остальные – 20мм. Шрифт Times New Roman.Размер шрифта – 14. Межстрочный интервал –

1,5 (в таблицах – 1,0). Отступ первой строки абзаца – 0,7. Размер шрифта для таблиц 10 – 11.

Сокращения слов не допускаются, кроме обще-принятых. Аббревиатуры включаются в текст после их первого упоминания с полной расшифровкой. Все страницы должны иметь сквозную нумерацию.

Рисунки должны быть четкими, фотографии – контрастными и продублированы в виде отдельных файлов. Разрешение – не более 400 пикс/дюйм. Рисунки и таблицы должны быть пронумерованы, подписаны и включены в текст. Ссылки на них в тексте обязательны. Формулы выполняются в мате-матическом редакторе и также имеют сквозную нумерацию.

Ссылки на литературу и источники в тексте даются цифрой в квадратных скобках.

Структура статьи (на русском и английском языках):

Блок 1- Код УДК;- название статьи;- ФИО автора (авторов);- место выполнения работы (название организа-

ции, города и страны), - аннотация 200 - 300 слов (краткое повторение

структуры статьи, включающее цели и задачи, методы и результаты);

- ключевые слова (не менее 7 слов).

Блок 2 – полный текст статьи на русском или английском языке.

Блок 3 – список используемых источников (5 - 40 источников). Русскоязычные ссылки – на русском языке, иностранные публикации – на иностранном языке. При оформлении ссылок придерживаться ГОСТ Р 7.05.-2008. В выходных данных публикаций необходимо указывать место издания, издательство, общий объем страниц (для книг) или диапазон стра-ниц (для статей).

В русскоязычной статье список источников дополнительно дается в транслитерации.

Блок 4 – сведения об авторе (авторах) – ФИО, звание, должность, место выполнения работы (орга-низация, город, страна).

e-mail для контактной связи с авторами.

В случае предоставления статьи на английском языке (как для иностранных, так и российских авто-ров) информация в блоках располагается сначала на английском, а затем на русском языке.

С дополнительной информацией можно ознако-миться на сайте: www.ngdelo.ru/avtoru.shtml

72014, т. 12, № 2

В це лях под дер жа ния вы со ко го на уч но го уров ня и прак ти че с кой зна чи мо с ти мате ри а-лов, раз ме ща е мых в на уч но-тех ни че с ком жур-на ле «Неф те га зо вое де ло», а так же стро го го со блю де ния ав тор ских прав сле ду ет при дер жи-вать ся сле ду ю щих тре бо ва ний:

1. Ру ко пи си про хо дят пред ва ри тель ную экс-пер ти зу чле ном ре дак ци он ной кол ле гии и, в со от вет ст вии с те ма ти кой, на прав ля ют ся ре цен зен ту из ут верж ден но го спи с ка, ко то рый в трех не дель ный срок дол жен под твер дить воз-мож ность опуб ли ко ва ния, ли бо дать мо ти ви ро-ван ный от каз или ре ко мен да ции на до ра бот ку ма те ри а лов.

2. Ре цен зен ты уве дом ля ют ся о том, что на прав лен ные им ру ко пи си яв ля ют ся ин тел лек-ту аль ной соб ст вен но с тью ав то ров и от но сят ся к све де ни ям, не под ле жа щим раз гла ше нию. Ре цен зен там не раз ре ша ет ся де лать ко пии для сво их нужд.

3. Сро ки ре цен зи ро ва ния оп ре де ля ют ся глав ным ре дак то ром из да ния и не пре вы ша ют трех не дель.

4. По ря док ин фор ми ро ва ния ав то ров о ре зуль та тах ре цен зи ро ва ния.

В слу чае по ло жи тель ной ре цен зии на ру ко-пись ре дак ция ин фор ми ру ет ав то ров о до пу с ке ста тьи к пуб ли ка ции с ука за ни ем сро ков пуб ли ка ции.

В слу чае от ри ца тель ной ре цен зии редак-ция на прав ля ет ав то ру мо ти ви ро ван ный от каз с пред ло же ни ем дорабо тать ста тью в со от вет ст вии с реко мен да ци я ми ре цен-зен та или ар гу мен ти ро ван но (ча с тич но или пол но стью) оп ро верг нуть их.

5. Ста тьи, до ра бо тан ные или пе ре ра бо тан-ные ав то ром, по втор но на прав ля ют ся на ре цен-зи ро ва ние.

6. За клю че ние о це ле со об раз но с ти пуб ли ка-ции по сле по лу че ния по ло жи тель ной ре цен зии при ни ма ет ся на за се да нии ред кол ле гии по фор-ми ро ва нию оче ред но го вы пу с ка на уч но-тех ни-че с ко го жур на ла.

7. От каз в пуб ли ка ции.He до пу с ка ют ся к пуб ли ка ции ста тьи, ав то-

ры ко то рых не сле ду ют ре ко мен да циям ре цен-зен та или ар гу мен ти ро ван но не оп ро вер га ют их.

ПОРЯДОК РЕЦЕНЗИРОВАНИЯ РУКОПИСЕй НАУЧНыХ СТАТЕй, ПОСТУПИВШИХ В РЕДАКЦИЮ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ЖУРНАЛА «НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО»

82014, т. 12, № 2

Геология, геофизика, бурение

УДК 551.34:553КРИОГЕННЫЕ ПРОЦЕССЫ В ЕСТЕСТВЕННЫХ И ТЕХНОГЕННЫХ УСЛОВИЯХ НА КРУЗЕНШТЕРНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИCRYOGENIC PROCESSES IN NATURAL AND TECHNOGENIC CONDITIONS ON THE HARASAVEJSKY GAS FIELD

Целью работы являлось установление современных криогенных процессов, оказывающих неблагоприятное или опасное влияние на объекты строительства при освоении месторождения. Основными задачами было выявление активности, масштабности и опасности криогенных процессов при освоении. Для изучения геокриологических условий и криогенных процессов применялись дистанционные и натурные (полевые) методы исследований. Район относится к зоне сплошного распространения многолетнемерзлых грунтов (ММГ). Их особенностью является широкое развитие повторно-жильных и пластовых льдов в верхних горизонтах ММГ. На поверхности развит широкий спектр криогенных процессов, таких, как термокарст, криогенные оползни, солифлюкция, сезонное и многолетнее пучение, термоэрозия. На берегу Карского моря развивается термоабразия и термоденудация. В результате проведения полевого этапа работ в естественных (фоновых) условиях и на объектах, работы на которых завершились не менее 15-20 лет назад, выявлены криогенные процессы с различной активностью развития. При техногенном воздействии на геологическую среду без учета геокриологических и геоэкологических факторов создаются условия для возникновения неблагоприятных и опасных криогенных процессов, развивающихся с активностью в десятки раз превышающей аналогичную в естественных условиях. На фоне изменившихся климатических условий, произошли существенные изменения ММГ. Для геокриологических условий, в которых находится Крузенштернское месторождение, эти изменения связаны с повышением температуры ММГ. При освоении такие грунты менее устойчивы к техногенным воздействиям и более подвержены таким неблагоприятным и опасным криогенным процессам как термокарст и криогенное пучение.

The aim of the work was the establishment of the modern cryogenic processes, adverse or dangerous impact on construction sites during the development. The main tasks were to identify activity and danger of cryogenic processes during the development. The area belongs to the zone of continuous distribution of permafrost. Their feature is the wide development of re-wire and formation of ice in the upper layers of the permafrost. For the study of geocryological conditions and cryogenic processes applied remote sensing and in-situ (field) methods of research. On the surface has developed a broad range of cryogenic processes such as thermokarst, cryogenic landslides, solifluction, seasonal and perennial heave, thermoerosion. On the Bank of the Kara Sea is developing thermoabrasion, thermodenudasion. The field phase of the work carried out in natural (background) natural conditions. At the drilling sites completed 15-20 years ago. They also examined. The results revealed cryogenic processes with different activity development. Technogenic impact on geological environment was carried out without consideration of geocryological and geo-ecological factors. Conditions were created for the occurrence of unfavorable and dangerous cryogenic processes. They develop with an activity of up to tens of times exceeds similar in natural conditions. Climate change took place in the period of development of territory. They changed the geocryological conditions. The Kruzenshtern field there was an increase of temperature of the permafrost. During the development of these soils are less resistant to technological impact and more susceptible to adverse and dangerous cryogenic processes as thermokarst and cryogenic heave.

Губарьков А.А., Кириллов А.В., Идрисов И.Р., Кузьменко А.Н.,

Марьинских Д.М.,

ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый

университет», г.Тюмень, Российская Федерация

ЗАО «НПЦ «СибГео», г.Тюмень, Российская Федерация

A.A. Gubarkov, A.N.Kirillov, I.R. Idrisov, A.N. Kuzmenko,

D.M. Marinskikh,

FSBEI HPE «Tyumen State Oil and Gas University», Tyumen, the Russian

FederationJoint-Stock Company «Research-and-

Production Center» SibGeo», Tyumen, the Russian Federation

Ключевые слова: многолетнемерзлые породы, криогенные процессы, газовые месторождения, условия освоения.

Key words: permafrost, cryogenic processes, gas fields, conditions of development.

Исследования геокриологических условий на центральном ямале начаты совместно с геологоразведочными работами в конце 60-х – начале 70-х годов прошлого века [1, 2]. В 70-80-тые годы проведены комплексные исследования

криолитозоны региона, что также непосредственно связано с разведкой газовых и нефтегазоконденсатных месторождений [3]. Наиболее полные сведения о геокриологических условиях западного побережья ямала, на котором расположена субаэральная часть Крузенштернского месторождения, содержаться в коллективных монографиях [4, 5, 6, 7].

Крайняя, северная часть месторождения, согласно схеме геокриологического районирования Западной Сибири, входит в состав Лескинско-Антипаютинской подзоны, а основная территория

9Геология, геофизика, бурение

2014, т. 12, № 2

– в Харасавэй-Новоуренгойскую подзону северной зоны континентального региона [4]. Здесь выделяются Северо-ямальская и Мордыяхо-Хойская криогенные области. На прибрежной суше, по литературным данным [4, 5], средняя годовая температура многолетнемерзлых грунтов (ММГ) в зависимости от ландшафтных условий изменяется в диапазоне от -2,5 до -8,0 °С.

Современные данные сильно отличаются от полученных в 60-80 гг. Установлено, что на Бованенковском и Харасавэйском месторождениях, в группу которых входит Крузенштернское месторождение, наиболее низкие температуры ММГ не опускаются ниже -6,0 °С. Из нескольких тысяч инженерно-геологических скважин, в которых измерена температура ММГ, количество скважин с такой температурой ММГ единично [8]. Повышение температуры ММГ является следствием изменения климата в последние десятилетия [9, 10].

Глубина сезонноталого слоя (СТС) грунтов на Крузенштернском месторождении варьируется от 0,3 м до 1,4 м. Наиболее типичные мощности сезонноталого слоя характерны для торфяников, оторфованных поверхностей водоразделов, а также для пойм и лайд с осоково-моховой растительностью. На таких поверхностях СТС составляет 0,3-0,8 м. На дренированных участках водоразделов и склонов морских и надпойменных террас СТС увеличивается до 0,8-1,1 м.

Такие криогенные процессы как термокарст, термоэрозия, термоденудация, термоабразия зависят от залегающих близко к поверхности внутригрунтовых льдов. Залежи подземного льда широко представлены пластовыми и повторно-жильными льдами (ПЖЛ) в отложениях всех стратиграфо-генетических комплексов плейстоцена и голоцена, но распространены по территории неравномерно. Основная их часть сосредоточена в верхнем горизонте мерзлой толщи до глубины 15-25 м, что предопределяет высокую активность криогенных процессов.

На основании многолетних исследований установлено, что при обустройстве, разработке и эксплуатации Крузенштернского месторождения главным фактором, определяющим особую сложность территории для промышленного освоения, будут являться криогенные процессы [5]. Их развитие зависит от двух групп взаимосвязанных факторов: внутренних (неотектоника, глубинные теплопотоки) и внешних (климатические ритмы, условия теплообмена на поверхности, морфология рельефа и др.). От перечисленных факторов зависят пространственные закономерности распределения криогенных процессов по территории месторождения и цикличность их проявления. Для них также характерны многочисленные парагенетические связи.

Для исследования криогенных процессов в 2010-2011гг. проведены работы, которые включали наземные и дистанционные методы сбора первичной информации. Натурные наземные наблюдения состояли из морфометрических измерений и описания криогенных образований. Также проведены аэровизуальные наблюдения. Дистанционные методы заключались в дешифриро-вании средне- и крупномасштабных космо- и аэро-фотоснимков.

Криогенные процессы и явления при техногенном воздействии были исследованы на буровых площадках, работы на которых закончились в 70-90-х годах прошлого века. На многих из них непосредственно вокруг устья скважин поверхность не зарастает. Это является следствием ряда процессов, в том числе, плоскостной эрозии на сильно нарушенных и загрязненных грунтах. На части площадок с менее дренированным рельефом развивается заболачивание. Поверхности с повышенным увлажнением и подтоплением достаточно характерны для территорий буровых площадок. Часть устьев скважин находится в затопленном состоянии из-за термокарста в затрубном пространстве скважин.

При близком расположении от поверхности внутригрунтовых льдов активно развивается термокарст. На приустьевых поверхностях скважин по внешним признакам сложно установить генезис льдов, так как площадки сильно преобразованы при проведении буровых работ. В некотором удалении от буровых площадок при залегании с поверхности ПЖЛ формируются остаточно-полигональные образования, хорошо выраженные в рельефе.

Среди всех типов процессов, наиболее часто встречающихся при техногенном нарушении поверхности на буровых площадках и прилегающей к ним территории, являются термокарст и часто сопутствующее ему заболачивание. Среди проявлений термокарста наиболее развит термокарст по ПЖЛ, по сильнольдистым ММГ, плоскозападинный термокарст и активно развивающийся термокарстс образованием озер. Термокарст на склоновых поверхностях и в малых реках часто проявляется совместно с термоэрозией. Эрозионно-термокарстовые процессы развиваются по ПЖЛ.

Заболачивание на буровых площадках часто сопутствует термокарсту. Среди заболачивания выделяется заболачивание в поймах, на склонах и на водораздельных пространствах.

Термокарст по повторно-жильным льдам. Активизация термокарста отмечена на площадках проведения буровых работ в 70-80-х годах прошлого века. При проведении работ происходило разрушение или уничтожение почвенно-растительного покрова, что сопровождалось повышенным протаиванием


2014, т. 12, № 2

СТС. Следствием явилось вытаивание внутригрунтовых льдов. Наиболее массово отмечается вытаивание ПЖЛ, которые при площадных нарушениях образуют сетчатый рельеф по перекрестию жил льда. Как правило, по ним прослеживается сеть из менее глубоких просадок, по которым при подъеме уровня талых или дождевых вод происходит сток воды. В перекрестиях вода застаивается дольше, чем в соединяющих их линейных образованиях. С отепляющим воздействием поверхностных вод связана большая часть повышенного протаивания грунтов, вытаивания внутригрунтовых льдов, осадок и просадок грунтов по ПЖЛ.

Термоэрозия. Большое количество современных эрозионных форм и термоэрозионных образований отмечено по колеям, которые образовались в результате проездов техники в 70-90 гг. прошлого века. Процессы эрозии и термоэрозии в промоинах и оврагах периодически активизируются до настоящего времени. В результате аккумуляции смываемых грунтов с отсыпанных площадок образуются конусы выноса, занимающие сотни квадратных метров. При проведении работ, связанных с разрушением почвенно-растительного покрова по берегам рек и озер, проведении работ в руслах ручьев вытекающих из сточных озер, установлены размывы русел до 2 метров глубиной и снижение уровня озер на такую же величину.

Солифлюкция и криогенное оползание. Солифлюкционное (медленное) течение грунтов достаточно часто встречающийся процесс на склонах. Проявляется солифлюкция (медленная или аморфная) в виде террасированных склонов в разрезе и фестончатых склонов в плане. Также выявлены буровые площадки, на которых происходит структурная или открытая солифлюкция с разрывами почвенно-растительного покрова и грунтов сезонноталого слоя.

Локальное оползание грунтов сезонноталого слоя, в литературе часто именуемое оплывинами, встречено в районе буровых площадок. Активизация данного процесса часто обусловлена залеганием близко от поверхности сильнольдистых много-летнемерзлых пород. Подрезка склонов гусеничной техникой переводит локальное распространение процесса в масштабное развитие криогенных оползней скольжения и течения с образованием техногенных термоденудационных цирков.

Подтопление в результате подъема уровня грунтовых вод выявлено на 7 буровых площадках. Основной причиной высокого уровня грунтовых вод является большое количество летних атмосферных осадков. В период проведения работ было выявлено неглубокое протаивание сезонноталого слоя, что также оказало влияние на подтопление, так как уменьшилась глубина и объем

массива пород, способных поглощать поверх-ностные и грунтовые воды.

Затопление в прибрежной зоне Карского моря, в устьях и нижнем течении рек в результате приливов происходит два раза в сутки. Нагоны возникают при сильных и штормовых ветрах западных направлений и достигают двух и более метров. Во время полевых работ в 2010 г. произошел нагон вод Карского моря и подъем уровня вод в нижнем течении рек с полным затоплением двух буровых площадок. Другой причиной высокого уровня вод является весеннее половодье, когда происходит затопление пойм рек.

Термоабразия. Берег Карского моря в районе поселка Мордыяха активно перерабатывается термоабразией и парагенетически связанными с ней процессами. В районе поселка Мордыяха размыв берега происходит за счет термоабразии, термоденудации и термоэрозии. Наиболее характерно отступание берегов за счет термоабразии. Термоэрозионные формы рельефа в виде промоин и оврагов распространены вдоль побережья на значительной площади и по протяженности. Термоденудационный тип разрушения берегов локален пространственно и возникает периодически по мере вскрытия сильнольдистых пород и пластовых льдов. Так, среднегодовая скорость отступания берегов в районе пос. Харасавэй, расположенном севернее Крузенштернского месторождения, рассчитана по аэрофотоснимкам различных лет и составляет 1,0-1,8 м в год [11]. В районе метеостанции Марре-Сале выявлены близ-кие или такие же скорости отступания берегов [12]. Подобная динамика является характерной скоростью отступания берегов бассейна Карского моря, сложенных мерзлыми песками и глинами [12].

При техногенных воздействиях активность ранее существовавших процессов возрастает, часто они возникают на новых, ранее стабильных, участках. Также образуются не только отдельные процессы, но и комплексы криогенных процессов, прежде не затрагивающие осваиваемую территорию.

ВыводыНа буровых площадках, работы на которых

завершились не менее 15-20 лет назад, выявлены современные криогенные процессы с различной активностью развития, а также криогенные образо-вания, свидетельствующие об их стабилизации. При техногенном воздействии на геологическую среду без учета геокриологических и геоэкологических факторов создавались условия для возникновения нехарактерных для естественных природных условий криогенных процессов или процессов, происходящих, но с активностью, в разы и даже на порядки, превышающей активность аналогичных процессов в естественных условиях. Как правило, криогенные процессы являются наиболее


2014, т. 12, № 2

неблагоприятными и опасными как для природной среды, так и для строящихся и эксплуатирующихся объектов. На Крузенштернском месторождении к ним относятся криогенное оползание грунтов, термокарст, термоэрозия, термоабразия. Наиболее мощным потенциалом обладают парагенетические

комплексы криогенных процессов – термоденудация или комплексная деструкция. Остановить подобные комплексы процессов очень сложно, а развиваться в условиях центрального ямала они способны в течение многих лет или десятилетий.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМыХ ИСТОЧНИКОВ

1 Полуостров ямал (Инженерно-геологический очерк) / Под ред. Трофимова В.Т. М.: изд-во Московского ун-та. 1975. 278 с.

2 ямало-Гыданская область (физи-ко-географическая характеристика) / Под ред. Р.К. Сиско. Л.: Гидрометеоиздат, 1977. 310 с.

3 Инженерно-геологический мони-торинг промыслов ямала. Геокрио-логические условия освоения Бованен-ковского месторождения / Под ред. Баулина В.В., Цибульского В.Р. Тюмень: Ин-т проблем освоения Севера СО РАН. Т. II. 1996. 240 с.

4 Геокриология СССР. Западная Сибирь /Под ред. Ершова Э.Д. М., Недра, 1989. 456 с.

5 Геокриологические условия Харасавэйского и Крузенштерновского газоконденсатных месторождений (полу-остров ямал) / Под ред. Баулина В.В. М.: изд-во ГЕОС, 2003. 180 с.

6 Мельников В.П., Спесивцев В.И. Инженерно-геологические и геокриологиче-ские условия шельфа Баренцева и Карского морей. Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1995. 198 с.

7 Криосфера нефтегазоконденсатных месторождений полуострова ямал. Криосфера Харасавэйского газоконденсат-ного месторождения / Под ред. Васильчука Ю.К., Крылова Г.В., Подборного Е.Е. СПб.: Недра. - Т. 1. 2006. 347 с.

8 Осокин А.Б. Многолетние измене-ния среднегодовой температуры ММП на севере Западной Сибири под воздействием потепления климата // Материалы четвер-той конф. геокриологов России. М.: Университетская книга. 2011. С. 69-77.

9 Павлов А. В., Малкова Г.В. Мелко-масштабное картографирование трендов современных изменений температуры грунтов на севере России // Криосфера Земли. 2009. Т. XIII. № 4. С. 32-39.

10 Матусевич В.М., Рыльков А.В. Глобальное потепление и его возмож-ное влияние на развитие нефтегазового комплекса Западной Сибири / / Известия ВУЗОВ. Нефть и газ. 2013. № 4. С. 7-12.

11 Юрьев И.В. Проблемы эксплуата-ции объектов газового комплекса в берего-вой зоне Западного ямала // Криосфера Земли. 2009. Т. XIII, № 1. С. 46-54.

12 Динамика берегов Карского моря / Васильев А.А. [и др.]. //Криосфера Земли. 2006. Т. X, № 2. С. 56-67.

REFERENCES1 Poluostrov Jamal (Inzhenerno-

geologicheskij ocherk), Pod red. V.T. Trofimova. Moscow, MGU. 1975. 278 s. [in Russian].

2 Jamalo-Gydanskaja oblast’ (fiziko-geograficheskaja harakteristika), Pod red. R.K. Sisko. Leningrad.: Gidrometeoizdat, 1977. 310 s. [in Russian].

3 Inzhenerno-geologicheskij monito-ring promyslov Jamala. Geokriologicheskie uslovija osvoenija Bovanenkovskogo mesto-rozhdenija, Pod red. V.V. Baulina, V.R. Ci bul’skogo. Tjumen: Institut problem osvo-enija Severa SO RAN, T. II, 1996. 240 s. [in Russian].

4 Geokriologija SSSR. Zapadnaja Sibir’, Pod red. Je.D. Ershova. Moscow, Nedra, 1989. 456 s. [in Russian].

5 Geokriologicheskie uslovija Harasa-vjejs kogo i Kruzenshternovskogo gazokon-densatnyh mestorozhdenij (poluostrov Jamal), Pod red. V.V. Baulina. Moscow: Izd-vo GEOS, 2003. 180 s. [in Russian].

6 Mel’nikov V.P., Spesivcev V.I. Inzhenerno-geologicheskie i geokriolo giches-kie uslovija shel’fa Barenceva i Karskogo morej. Novosibirsk: Nauka. Sibirskaja izda-

tel’skaja firma RAN, 1995. 198 s. [in Rus sian].7 Kriosfera neftegazokondensatnyh

mestorozhdenij poluostrova Jamal. Kriosfera Harasavjejskogo gazokondensatnogo mestorozhdenija, Pod red. Ju.K. Vasil’chuka, G.V. Krylova, E.E. Podbornogo. SPb.: Nedra. T. 1. 2006. 347 s. [in Russian].

8 Osokin A.B. Mnogoletnie izmenenija srednegodovojt emperatury MMP na severe ZapadnojSibiri pod vozdejstviem poteplenija klimata // Materialy chetvertoj konferencii geokr io logov Ross i i . Moscow: Universitetskaja kniga. 2011. S. 69-77. [in Russian].

9 Pavlov A. V., Malkova G.V. Melkomasshtabnoe kartografirovanie trendov sovremennyh izmenenij temperatury gruntov na severe Rossii, Kriosfera Zemli. 2009. T. XIII, № 4. S. 32–39. [in Russian].

10 Matusevich V.M., Ryilkov A.V. Globalnoe poteplenie i ego vozmozhnoe vliyanie na razvitie neftegazovogo kompleksa Zapadnoy Sibiri // Izvestiya vyisshih uchebnyih zavedeniy. Neft i gaz, 2013. № 4. S. 7-12. [in Russian].

11 Jur’ev I.V. Problemy jekspluatacii ob’ektov gazovogo kompleksa v beregovoj zone Zapadnogo Jamala//Kriosfera Zemli. 2009. T. XIII, №1. S. 46-54. [in Russian].

12 Dinamika beregov Karskogo morja / Vasil’ev A.A. [i dr.]. //Kriosfera Zemli. 2006. T. X, № 2. S. 56-67. [in Russian].

Губарьков А.А., канд. техн. наук, научный сотрудник, Субарктический научно-учеб-ный полигон ТюмГНГУ-ТюмНЦ СО РАН. ФГБОУ ВПО ТГНУ, г. Тюмень, Российская Федерацияe-mail: [email protected]. Gubarkov, Candidate of Engineering Sciences, Scientific Researcher, Subarctic Scientifically-Training Ground Tyumen State Oil-Gas Tyumen - Center of Science of the Siberian Branch of the Russian Academy of Science, FSBEI HPE "Tyumen State Oil and Gas University" Tyumen, the Russian FederationКириллов А.Н., директор ЗАО «Научно-производственный центр «СибГео», г. Тюмень, Российская ФедерацияA.N. Kirillov, the Director Joint-Stock Company "Research-and-Production Center" SibGeo", Tyumen, the Russian Federation

Идрисов И.Р., канд. геол. наук, ЗАО «Научно-производственный центр «СибГео», начальник отдела экологическо-го мониторинга и аудита, г. Тюмень, Российская ФедерацияI.R. Idrisov, Candidate of Geological Sciences, Joint-Stock Company "Research-and-Production Center" SibGeo", the Chief of Department of Ecological Audit, Tyumen, the Russian Federation

Кузьменко А.Н., заместитель начальника департамента ЗАО «Научно-производ-ственный центр «СибГео», г. Тюмень, Российская ФедерацияA.N. Kuzmenko, the Deputy Chief of Department Joint-Stock Company "Research-and-Production Center" SibGeo", Tyumen, the Russian Federation

Марьинских Д.М., канд. геол. наук, ЗАО «Научно-производственный центр «СибГео», начальник отдела региональ-ных экологических проектов и программ, г. Тюмень, Российская ФедерацияD.M. Marinskikh, Candidate of Geological Sciences, the Chief of Department of Regional Ecological Projects and Program, Joint-Stock Company "Research-and-Production Center " SibGeo", Tyumen, the Russian Federation

122014, т. 12, № 2


УДК 550.838.3КОРРЕЛЯЦИЯ МАГНИТНЫХ ПОРОД В МЕЖСКВАЖИННОМ ПРОСТРАНСТВЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ И СВЕРХГЛУБОКИХ СКВАЖИН CORRELATIONOF MAGNETIC ROCKSINTHE CROSSHOLESPACEOIL AND GASANDSUPERDEEP WELLS

Скважинная магнитометрия позволяет получить комплекс магнитных характеристик (признаков), что дает возможность с достаточной степенью достоверности провести сопоставление магнитных пород по стволам сверхглубоких и нефтегазовых скважин. Разработана методика идентификации и корреляции магнитных пород в межскважинном пространстве. Магнитными параметрами, на основании которых осуществляется корреляция, являются: магнитная восприимчивость; магнитное поле; полная, индуцированная, остаточная намагниченности; величина и знак фактора QZ и QН и др. Примером использования результатов скважинной магнитометрии для построения объёмной модели околоскважинного пространства может служить корреляция магнитных пород по трём стволам Кольской сверхглубокой скважины СГ-3, по основному и опережающему стволам Уральской СГ-4, по стволам нефтегазовых скважин Сибирской платформы и Западной Сибири. Применение метода повышает достоверность структурных построений по геологическим данным и делает возможным глубинный структурный прогноз. Глубинный структурный прогноз в значительной мере связан с качеством корреляции пород в межскважинном пространстве и, в связи с этим, применение скважинной магнитометрии приобретает решающее значение.

Borehole magnetometry provides a complex magnetic characteristic (features) that makes it possible reliably to compare the magnetic rocks on the trunks and ultra-deep oil and gas wells. Developed a methodology for the identification and correlation of magnetic rocks in the crossholespace.Magnetic parameters , which is carried out on the basis of correlation, are: magnetic susceptibility , the value of the magnetic field, the total induced residual magnetization , the magnitude and sign of factor QZ and QH, etc. An example of using the results of borehole magnetometry for constructing three-dimensional model can serve as a borehole environment correlation of magnetic rocks in three trunks Kola superdeep borehole SG-3, in the main, the progressive trunks Ural SG- 4, the trunks of oil and gas wells of the Siberian Platform and Western Siberia. Application of the method improves the accuracy of structural models from geological data and makes it possible to forecast the deep structure. Deep prediction structure is largely associated with the correlation value rocks crosshole space and, therefore, the use of borehole magnetometry measurements becomes crucial.

Иголкина Г.В.Институт геофизики

им. Ю. П. Булашевича Уральского отделения Российской академии наук,

г. Екатеринбург, Российская Федерация

G.V. Igolkina Institute of Geophysics Ural Branch of the Russian Academy of Sciences,

Yekaterinburg, the Russian Federation

Ключевые слова: скважинная магнитометрия, магнитные характеристики, корреляция, скважина, сверхглубокие скважины, нефтяные месторождения, долериты, траппы.

Key words: borehole magnetometry, magnetic characteristics, correlation, well, superdeep wells, oil fields, dolerite, traps.

Введение Скважинная магнитометрия позволяет получить

комплекс магнитных характеристик (признаков), что дает возможность с достаточной степенью достовер-ности провести сопоставление магнитных пород по стволам сверхглубоких скважин [1,4-6]. Успешное решение задачи по каждой скважине зависит от кон-кретных геологических условий и физических свойств пород, измеренных по керну и в естествен-ном залегании.

Магнитными параметрами, на основании кото-рых осуществляется корреляция являются: величина и степень изрезанности кривой магнитной воспри-

имчивости; величина, знак и степень изрезанности кривой внутреннего магнитного поля; величина и полярность полной намагниченности; величина индуцированной намагниченности; величина и полярность естественной остаточной намагничен-ности; величина и знак фактора QZ и QН; преоблада-ющие ритмы повторяемости изменения магнитных свойств пород по разрезу; положение вектора вну-

треннего поля в пространстве; результаты стати-стической обработки магнитных параметров.

Впервые для решения задачи выделения, иденти-фикации и корреляции трапповых интрузий и, свя-занного с этим глубинного структурного прогноза, магнитометрические исследования были использо-ваны в северо-западной части Сибирской платформы [5,6]. Для этого района исследователями отмечена сильная насыщенность пермских и каменноуголь-ных терригенных осадочных отложений интрузиями траппов [3]. Трапповая формация играет существен-ную роль как по объёму образований осадочного


2014, т. 12, № 2

чехла, так и по физико-механическим формам воз-действия на осадочные формации. Особый интерес представляет эта информация при изучении нефте-газоносности этого района. Интерпретация резуль-татов скважинной магнитометрии показала, что центральные части трапповых интрузий однородны по магнитным свойствам, приконтактовые зоны характеризуются резкой неоднородностью. Это свя-зано с дифференциацией трапповой интрузии и, воз-можно, с увеличением остаточной намагниченности в приконтактовых зонах, которые возникают при их быстром остывании.

Результаты исследованийПримером использования метода для корреляции

трапповых интрузий могут служить результаты сква-жинных магнитных измерений по трем разведочным профилям НТ-4 ÷ НТ-5; ВН-6 ÷ BН-7; КЧ-3 ÷ КЧ-I ÷ КЧ-2 Туруханского района Сибирской платформы.

По данным скважинной магнитометрии построен корреляционный разрез через глубокие скважины НТ-4 и НТ-5 Нижне-Тунгусской площади (рисунок 1). Скважины пробурены в терригенно-осадочных отложениях верхнего палеозоя и терригенно-карбо-натных отложениях нижнего палеозоя.

Долериты, вскрытые скважиной НТ-5 на глубине 675-700 м, коррелируются с интрузией в скважине НТ-4 на глубине 265-236 м. Далее, интрузия траппов мощностью 230 м, подсеченная на глубине 720-950 м, в скважине НТ-5, встречена в скважине НТ-4 на глубинах 300-437,5 м и 451-538 м. Интрузия харак-теризуется высокой магнитной восприимчивостью c, которая, в среднем, составляет 5000 ∙ 10-5 ед. СИ. В приконтактовых зонах наблюдается резкое увели-чение c до 14000∙10-5 ед. СИ, особенно в кровельной части интрузии, отрицательная аномалия вертикаль-ной составляющей поля Za достигает - 6000 нТл, а в среднем для интрузии величина Za изменяется от -1000 до - 3000 нТл. Кривая внутреннего поля диф-ференцирована, что говорит о неоднородности прямой намагниченности долеритового силла.

Векторы в плане, векторы в широтном и меридиональном разрезах указывает на юго-запад-ное направление падения долеритов. Величина QZ в пределе интрузии меняется от 0,5 до 1,5 т.е. индуци-рованная намагниченность преобладает, в основном, над остаточной (особенно это характерно для скв. НТ- 4). Ниже по разрезу находится также трапповая интрузия, которая прослеживается по скважине НТ-5 на глубинах 1000 - 1150 м, а по скважине НТ-4 на глубинах с 862,5 до забоя скважины. Для интру-зии характерна неоднородность магнитных свойств: верхняя часть более магнитная (c =5000 - 7000 ∙ 10-5 ед. СИ), средняя имеет величину c= 3000 ∙ 10-5 ед. СИ. Интрузия имеет обратную намагниченность (внутреннее поле долеритов положительно) и этим

отличается от описанной выше интрузии. Величина вертикальной составляющей намагниченности меняется от 0,3 до 5 ∙ 10-3 А/м, а величина Qz состав-ляет в среднем 1,5, имея диапазон изменения от 0,7 до 2. Поэтому представляется, что скважинами НТ-5 и НТ-4 подсечены две различные интрузии, разли-чающиеся по времени внедрения. Возможно, что обладающая прямой намагниченностью трапповая интрузия моложе по времени образования, чем рас-полагающаяся ниже по разрезу обратно намагничен-ная интрузия. В районе скв. НТ-5 она почти пересекает нижнюю интрузию и оказывает влияние на ее верхнюю часть (величина фактора Qz в интер-вале 10004,5 – 1027 и меньше 1, а вертикальная составляющая намагниченности JZ намагничена по современному магнитному полю, т.е. имеет прямую намагниченность). Такое явление возможно за счет вторичного разогрева пород [3,8]. На интрузию же, подсеченную скважиной НТ-4, в интервале с 862,5 и до забоя, такого влияния нет, возможно, здесь играет роль значительное удаление друг от друга (разница в глубинах по скважине составляет 326 м). Характерными преобладающими ритмами образова-ния долеритных интрузий для данного разреза будут величины 40, 50 м, 18 м, 10-12 м.

Профиль через глубокие скважины Верхне-Нимдинской площади ВН-6 и ВН-7 построен с целью корреляции и прослеживания трапповых интрузий в межскважинном пространстве (рисунок 2).

Для этого геологического разреза характерна сильная насыщенность пермских и каменноуголь-ных терригенных осадочных отложений интрузиями траппов. Аналогично, как для предыдущего разреза (рисунок 1), интерпретация результатов скважинной магнитометрии, включающих данные магнитной восприимчивости c, вертикальной составляющей

Рисунок 1. Корреляционный геолого-геофизический разрез по Нижне- Тунгусской площади Сибирской платфор-мы:1- долериты


2014, т. 12, № 2

поля Za, намагниченности и величины Qz , показы-вает, что центральные части силлов однородны по магнитным свойствам, приконтактные зоны харак-теризуются равной неоднородностью, что связано с дифференциацией трапповых интрузий.

Магнитные свойства, характер их распределения по разрезу долеритовых силлов, подсеченных сква-жиной ВН-7 на глубинах 365-550 м, 300-517 м , 590-900 м и скважиной ВН-6 на глубинах 365-550 м, 725-965 м, позволяет отнести их к одной и той же многопластовой неоднородной по магнитным харак-теристикам трапповой интрузии. Скважиной ВН-7 в мощных долеритовых силлах (300-517 м и 590-900 м) подсечены интервалы вмещающих пород, представленные ороговикованными и контактово-измененными породами, которые затем выклинива-ются в межскважинное пространство.

Результаты расчленения долеритовых силлов, основанные на взаимосвязи магнитных характери-стик с вариациями состава, подтверждают и уточ-няют проведенную ранее корреляцию по данным скважинной магнитометрии (рисунок 2) [6].

Преобладающими ритмами образования долери-тового силла по кривым c и Za в скважине ВН-7 на глубине 300-517 м и в скважине ВН-6 на глубине 365-550 м будут величины 50 м, 20 м, 12 м. Для нижележащих долеритовых силлов ритм образова-ния по кривой c равен 10 м и 20 м и наиболее интен-сивно проявляется основной ритм 40-50 м. Ритмы образования характеризуют наиболее распростра-ненные мощности прослоев, в изучаемом интервале, что в свою очередь подтверждает расслоенность интрузивов [6].

Применение скважиной магнитометрии показало высокую геологическую эффективность для корре-ляции трапповых интрузий на Кочумдекской пло-щади [5,6]. Первые построения и прогнозы на

Нижне-Тунгусской площади с Кочумдекским участ-ком были осуществлены еще в 1980 году Е.А. Скобелиным [8]. Эти построения опирались исключительно на данные логической корреляции интрузивных тел, вскрытых скважинами [8].

На этом представлении и был построен первый геологический разрез через скв. КЧМ-1 и КЧМ-2, который объединяет все интрузивные тела, залегаю-щие ниже байкальского сила (О1bk) в единую много-пластовую интрузию (рисунок 3). В результате предполагалось погружение слоев ангарской E1an (костинской E1 kst) свиты от скв. КЧМ-1 к скв. КЧМ-2, и, условный горизонт в подтрапповом ком-плексе имеет такой же уклон.

Использование данных скважинной магнитоме-трии показало неточности в принятой корреляции интрузий, так как выяснилось, что здесь мы имеем различные по магнитным свойствам интрузивные тела. Это заставило пересмотреть ранее проведен-ные построения (рисунок 3) и существенно уточнить их для нижней части разреза, вскрываемой этими скважинами (рисунок 4). При этом оказалось, что в низах разреза скв. КЧМ-1расположена не в лучших, как предполагалось ранее (рисунок 3), а в худших (рисунок 4) структурных условиях (погружение слоев ангарской свиты от скважины КЧМ-2 и КЧМ-1. Кроме того, построение корреляционного разреза было осложнено тем, что для Кочумдекской площади характерно частое переслаивание траппов с осадочными породами (рисунок 4), поэтому при-менение других геофизических методов, в том числе и сейсморазведки, затруднено так как много отража-ющих горизонтов [8].

Рисунок 2. Корреляционный геолого-геофизический разрез по Верхне-Нимдинской площади Сибирской платформы с учетом данных расчленения трапповых силлов:

1– афанитовые долериты и микродолериты; 2 – гломеропорфировые долериты; 3 – габбро-долериты, ферро-габбродолериты; 4 – оливиновые разности


2014, т. 12, № 2

Рисунок 3. Корреляционный геологический разрез по Кочумдекской площади без учета данных скважин-ной магнитометрии [8]:

1 – интрузии траппов; C-P – каменноугольные и пермские отло-жения, нерасчленённые;D2tn – тынепская; D1nm-нимская; S2 kn – кэнтысская(лудлов); S1k – кайская (венлок); S1kb – кайбатская (ландоверн); O2n – не-рудчанская; O1 bk – байкитская ;E3 -O1 nm – усть-мундуйская; E3 up – усть-пеляткинская; E2 lt – летнинская; E1 an – ангарская; E1-2 kst – костинская(булайская)свиты

Данные скважинной магнитометрии в скважинах КЧМ-1, КЧМ-2 и НТ -4 подтверждают выводы гео-логов об отнесении группы интрузивных тел, зале-гающих в нижней части ангарской (E1an) и булайской (E1bl) свит к ангарскому силлу [8]. Он характеризу-ется сильной изрезанностью кривой Za, что может быть связано с неравномерностью вкрапленностью магнитных минералов. Величина магнитной воспри-имчивости в среднем составляет 1000 ∙ 10-5 ед. СИ, а величина фактора Qzk около 5.

Рисунок 4. Корреляционный геолого-геофизический разрез с уче-том данных скважинной магнитометрии по Кочум-декская площади. Условные обозначения такие же, как на рисунке 3

Векторы горизонтальной составляющей поля направлены на северо-восток. К сожалению, отсут-ствие данных о полной мощности этого силла по скв. КЧМ-1 и КЧМ-2 не позволяет проанализировать связь распространения этого силла со структурным планом. Выше выделяется летнинский силл, залега-ющий преимущественно в летнинской свите (E2 lt), подсеченный скважиной КЧМ-2 на глубине 2000-2150 м. Который далее прослеживается в скважине КЧМ-1 на глубине 1926 – 2122 м и в скважине КЧМ-3 на глубине 1600 – 1700 м. По магнитным свойствам эта интрузия более однородна, величина внутреннего магнитного поля составляет в сред-нем – 2000 нТл, c = 1000 ∙ 10-5 ед. СИ, наблюдается увеличение значений c и Za у верхнего контакта. Изрезанность кривой Za в скв. КЧМ -1 для данного интервала, возможно, связана с сульфидной минера-лизацией, отмеченной в этом интервале. Фактор Qz для всей интрузии положителен и величина его достигает 20 ед. при среднем значении 13.

Это говорит о значительном преобладании оста-точной намагниченности. По сравнению с другими силами, величина Qz для летнинского сила (по модулю) превышает значения фактора для них в 3-4 раза. Можно предположить, что эта интрузия явля-ется более молодой по сравнению с остальными, встречающимися в разрезе.

Выше по постоянной стратиграфической приуро-ченности к одному и тому же стратиграфическому уровню (байкитская свита O1bk и вблизи ее) внедря-ется байкальский силл. Результаты скважинной маг-нитометрии в скв. КЧМ-1, КЧМ-2 и КЧМ-3 однозначно подтверждает корреляцию байкитского силла (рисунок 4). Он хорошо выдержан по мощ-ности, и однороден по магнитным свойствам. Поэтому надежная корреляция байкитского силла исключает предположение о переходе летнинского сила в этих скважинах в вышестоящие горизонты.

Мощная долеритовая интрузия по КЧМ-2, встре-ченная на глубине 942-1250 м, мощностью 308 м, про-слеживается в скважине КЧМ-I на глубине 942-1250 и далее в скважине КЧМ-3 на глубине 811,5-992,5 м, Для нее характерным является не од но род но сть маг-нитных свойств. Возможно, это свя зано с дифферен-циацией интрузии с изменением направления намагниченности. Отмечается пересла ива ние участ-ков с прямой и обратной намагниченностью, что может быть связано с разницей во времени их обра-зования.

При построении геологического разреза на Кочумдекской площади с учетом результатов сква-жинной магнитометрии, еще до начала бурения сква-жины КЧМ-З был дан прогноз о возможно резком увеличении мощности интрузий в верхах разреза скв. КЧМ-3, которая находится в лучших структурных условиях по сравнению с КЧМ-1 и даже КЧ-2. Как видно на рисунке 4, этот прогноз был подтвержден


2014, т. 12, № 2

бурением скважины КЧМ-3, т.е. наблюдается погру-жение слоев ангарской свиты от скважины КЧМ-3 к скважине КЧМ-1 и от скважины КЧМ-2 к скважине КЧМ-1. Проведенные испытания в скважинах КЧМ-3, КЧМ-1, КЧМ-2 пластов-коллекторов в верх-ней пачке верхкостинской подсвиты (E1 kst), характе-ризующихся хорошими коллекторскими свойствами, дали положительный результат только в скв. КЧМ-2 (получены притоки минерализованной воды с рас-творённым газом), что еще раз подчеркивает исклю-чительную важность проведения здесь скважинной магнитометрии во всех скважинах и включение этого вида каротажа в обязательный комплекс геофизиче-ских исследований в скважинах [5, 8] .

Также была выполнена корреляция эффузивных пород по разрезам 153 и 155 скважин Кечимовского месторождения Западной Сибири. Интерпретация данным скважинной магнитометрии показывает, что трещиноватые, выветрелые базальты, характеризую-щиеся величиной магнитной восприимчивости до 600⋅10-5 ед. СИ и аномалией магнитного поля Zа до 400 нТл, вскрытые скважиной № 153 в интервале глубин 3462-3468 м, а в скважине № 155 отмечаются ниже по разрезу на глубине 3473-3487 м (рисунок 5) [7].

Встреченные скважинами магнитные базальты обладают величиной магнитной восприимчивости от 2500 до 3800⋅10-5 ед. СИ и величиной аномалии вертикальной составляющей магнитного поля до 3000 нТл. Аномалия модуля горизонтальной состав-ляющей Н около 6000 нТл. Кривые c и Za сильно дифференцированы. Характер кривых Za и Н говорит о том, что базальтовые тела являются секущими по отношению к вмещающим породам. Определение элементов залегания этого пласта по скачкам маг-нитного поля подтверждает юго-западное падение пород. Базальты, мощностью 38 м (интервал 3477-3514 м), с маломощными пропластками осадочных пород, вскрытые скважиной № 153, в скважине № 155 встречены среди осадочных пород на глубинах 3500,6-3511,7 м, 3520-3526,4 м и 3536,6-3549 м и обладают аналогичными магнитными свойствами (рисунок 5) [7].

Кроме того, магнитные породы аналогичные метаморфизованным породам (аргиллитам), которые в скважине № 155 по данным скважинной магнито-метрии встречены на глубине 3352-3464 м, по раз-резу № 153 скважины не отмечается. Таким образом, корреляционная схема, приведенная на рисунке 5, позволяет повысить достоверность построения гео-лого-геофизического разреза нефтяного месторож-дения.

Также примером использования результатов скважинной магнитометрии для построения объём-ной модели околоскважинного пространства может служить корреляция магнитных пород по трём ство-лам Кольской сверхглубокой скважины СГ-3. В интервале 9400-10000 м, где вскрыт архейский

амфиболит-гнейсовый комплекс, состоящий из био-тит-плагиоклазовых гнейсов с высокоглиноземи-стыми минералами и биотит-плагиоклазовых гнейсов с эпидотом и амфиболитом, магнитные измерения проводились по всем трём стволам: ствол I (январь 1981), ствол II (октябрь 1983), ствол III (май 1989) [ 4,6].

В стволе I на глубине 9645-9656 м выделены два магнитных пласта мощностью 2-3 м, представлен-ные железистыми кварцитами. Эти пласты отмеча-ются магнитными аномалиями по c до 1500*10-5 ед. СИ, Za – до -2600 нТл (рисунок 6). По скачкам маг-нитного поля вычислены углы и азимут наклона границ магнитных пород в этом интервале. Средние значения для угла падения составляют 50º, а азимут падения около 160º (относительно магнитного мери-диана). Элементы залегания согласуются с поведе-нием векторов магнитного поля внутри и вне магнитных пластов. Аномалия магнитного поля Za, отмечающаяся ниже магнитных пластов в интервале 9679-9730 м, связана с буровыми компановками, оставленными вблизи стенок скважины.

Во втором стволе (рисунок 6) интенсивность отрицательной аномалии Zа от магнитного пласта мощностью около 9 м достигает величины -7000 нТл. По интерпретации скачков магнитного поля в стволе

Рисунок 5.Сопоставление и схема корреляции магнитных пород по скважинам № 153 (а) и № 155 (б) Кечимовского месторождения в интервале глубин 3330-3550 м

1 – известняки; 2 – базальты; 3 – трещиноватые базальты; 4 – аргиллиты; 5 – песчаники; 6 – конгломераты


2014, т. 12, № 2

II в интервале глубин 9640-9656 м сделаны два опре-деления элементов залегания зоны. Среднее значе-ние угла наклона получилось около 30º, среднее значение азимута падения 144º.

Ниже 9870 м в стволе III (9876-9880,9907-9947 м) наблюдаются отрицательные аномалии Zа такой же величины, как и в стволе I и II. По-видимому, они тоже связаны с железистыми кварцитами. Такая же аномалия наблюдается и в интервале 9482-9490 м по третьему стволу, а в стволах I и II она не отмечена. Таким образом, распределение железистых кварци-тов в стволе III существенно отличается от их поло-жения в стволах I и II. Это связано с тем, что вероятно имеется крупный субвертикальный текто-нический разлом, отделяющий ствол III от стволов I и II, и рассекающий Кольскую серию на глубине 9500-9700 м. Этим, по–видимому, и объясняется отсутствие магнитных характеристик биотит-амфи-болитовых гнейсов и гнейсов с высокоглинозёми-стыми минералами слева и справа от разлома [4] .

Аналогичная ситуация отмечается в интервале 11100–11450 м, представленном железистыми квар-цитами.

Магнитометрические исследования в интервале 11000-11450 м проводились 3 раза: ствол I (август 1982 г.), ствол II (май 1989 г.), ствол III (май 1989 г.). В первом стволе обнаружена магнитная аномалия в интервале 11417-11424 м, величина которой дости-гает – 8000 нТл, а магнитная восприимчивость c достигает 30000 *10-5 ед. СИ. Во втором стволе на глубине 11460−11580 м обнаружен ряд аномалий магнитного поля высокой интенсивности. Хорошо выделяются породы с магнетитовой минерализацией на глубинах 11469-11471 м, 11480-11481,5 м, 11505-11507,5 м и на глубине 11573 м, магнитная воспри-имчивость которых достигает значений 10000*10-5 ед. СИ, а вертикальная составляющая магнитного поля Za около 7000 нТл. По скачкам магнитного поля, зарегистрированным на кривых Za, Нх,Н y определены элементы залегания зон магнетитовой минерализации: угол падения, равный 35º, и азимут падения равный 285º.

Выделяются две интенсивные магнитные анома-лии Za на глубине 11214-11221 м и 11356-11394 м по стволу III. Обе аномалии связаны с железистыми кварцитами, но вторая имеет значительно большую интенсивность от – 500 до – 1200 нТл.

На основе результатов интерпретации магнитных аномалий было сделано заключение о том, что для магнитных пород в разрезе скважины СГ−3 азимут падения зон магнетитовой минерализации меняется с 190º выше 10 км на 120º глубже 10 км. Например, в интервале 9640-9660 м азимут падения по стволу I – 160º , а по стволу II − 144º. На глубине 11400 м азимут падения сменился с юго-восточного на юго-западный на 120º. Эти выводы подтвердились тем, что горизонтальные проекции стволов I, II и III на

глубине 10 км меняют свой азимут на противопо-ложный.

По данным скважинной магнитометрии в Уральской сверхглубокой скважине СГ-4 идентифи-цированы подсечения магнитных пород по основ-ному и опережающему стволам в интервале от 300-3400 м и проведена их взаимная корреляция.

На рисунке 7 приведен пример интерпретации данных скважинной магнитометрии в интервале 920-960 м, где на разных глубинах двумя стволами (основным и опережающим) были подсечены пласты диоритовых порфиритов.

По опережающему стволу пласт диоритов был подсечен на глубине 920,8-934,6 м, общей мощно-стью 14 м, включая немагнитный пропласток туф-фитов на глубине 932,2-934,6 м, который четко выделяется по кривым магнитной восприимчивости

Рисунок 6. Корреляционный геолого-геофизический разрез Кольской сверхглубокой скважины СГ-3 в интервале 9400-10000 м [4,6]. Литология по данным НПЦ «Кольская сверхглубокая»

1 – гнейсы и мигматиты; 2 – биотит-плагиоклазовые гнейсы; 3 – железистые кварциты; 4 – тальк-тремолит-флогопитовые сланцы; 5 – порфировидные граниты; 6 – биотит-плагиоклазо-вые гнейсы с высокоглиноземистыми материалами; 7 – «моло-дые» разломы с проявлением диафтореза; 8 – номера стволов; 9 – кривые Za; 10 – предполагаемый пласт железистых кварци-тов; 11 – пласт железистых кварцитов


2014, т. 12, № 2

c и вертикальной составляющей магнитного поля Za. На всем аномальном участке кривая c сильно диф-ференцирована и меняется от 500*10-5 до 6000*10-5

ед. СИ, величина Za меняется от -1000 до +300 нТл, что свидетельствует о том, что данный пласт довольно неоднороден по магнитным свойствам. По основному стволу диоритовые порфириты подсе-чены на глубине 938-948 м, т.е., на 18 м ниже, чем по опережающему стволу, мощность пласта по каро-тажу составляет 10 м. Кривая магнитной восприим-чивости c здесь менее изрезана и меняется от 500*10-5 до 4000*10-5 ед. СИ. Аномалии магнитного поля Za меняются от -800 до +900 нТл. Величина остаточной намагниченности Jnz в аномальной зоне по опережающему стволу меняется от -4 до -2 А/м , а по основному стволу от -4 до -1,8 А/м, характер кривых при этом остается сходным. Наиболее частые значения фактора Qz для обоих стволов попадают в интервал от 0,6 до 1,2 ,что свидетельствует о доста-точной сохранности остаточной намагниченности в подсеченном пласте.

Аналогичный анализ и расчет магнитных свойств андезито-базальтов (диабазовых порфиритов) и квар-цевых микродиоритов, вскрытых на глубине 1300-1540 м, приведён на рисунке 8. Здесь наблюдается увеличение мощности кварцевых микродиоритов от 12 м по опережающему стволу Уральской СГ-4 до 26 м по основному стволу и, в то же время, наблюдается уменьшение мощности диабазовых порфиритов по основному стволу (рисунок 8). Характер кривых c иZа и величина аномалий повторяется по обоим стволам. Полная намагниченность Jz прямой полярности для обеих разновидностей породы, причем, у микродио-ритов она в 1,5-2 раза выше, чем у андезито-базаль-тов и составляет примерно 0,7÷1,3 А/м (по основному стволу немного выше). Обратная полярность Jn по опережающему стволу и прямая и обратная по основ-

ному (в основном для мощной толщи кварцевых микродиоритов). Сохранность её значительно ниже, чем для диоритовых порфиритов. Фактор Qz не пре-вышает 0,5-0,8. Такие магнитные характеристики характерны для магнетит-титаномагнетитовой мине-рализации. Предполагается, что значительные вари-ации магнитных параметров кварцевых микродиоритов, а также относительно низкое значе-ние c (по сравнению с диабазовыми порфиритами), возможно обусловлены окислением и разложением магнетита и титаномагнетита в результате процессов диагенеза и метаморфизма и, вероятно, это связано с процессами дифференциации интрузии в момент её становления [2].

Анализ корреляции магнитных пластов по всему основному и опережающему стволам Уральской сверхглубокой скважины в интервале 264-3200 м, показывает, что до глубины 700 м пласты однотип-ных горных пород по основному стволу залегают выше, а с глубины 780 до 1000 м – ниже, чем по опережающему стволу. И такая периодичность наблюдается по всему интервалу исследования зале-гания пластов. Характерно, что дайки и силлы интрузивных пород в основном стволе отмечаются по глубине ниже, чем в опережающем, а ритмично-слоистые толщи грубо-обломочных, вулканогенно-осадочных пород – выше по глубине в метрах. Некоторые магнитные пласты не коррелируются или выклиниваются в межскважинном пространстве. Но, в основном, породы хорошо прослеживаются по обоим стволам. Далее, с глубины 3200 м корреляция пород по основному и опережающему стволам затрудняется, т.к., породы здесь слабомагнитны и нет четких магнитных реперов.

Выводы1. Построены корреляционные геолого-геофизи-

ческие разрезы по стволам нефтегазовых скважин

Рисунок 7. Результаты расчета магнитных характеристик диоритовых порфиритов и корреляция подсечений по основному (новому) и опережающему (старому) стволам Уральской сверхглубокой скважины СГ-4 [5,6 ]. Литология по данным К.Г. Башты, Л.Н. Шахториной, УГРЭ СБ

1 – диориты; 2 – туффиты


2014, т. 12, № 2

Сибирской платформы и Западной Сибири, а также по Кольской СГ-3 и Уральской СГ-4 сверхглубоких скважин. Разработана методика идентификации и корреляции магнитных пород в межскважинном пространстве.

2. Установлено, что применение скважинной маг-нитометрии повышает достоверность структурных построений по геологическим данным и делает воз-можным глубинный структурный прогноз.

Глубинный структурный прогноз в значительной мере связан с качеством корреляции пород в меж-скважинном пространстве и, в связи с этим, приме-нение скважинной магнитометрии приобретает решающее значение.

Работа частично выполнена при поддержке про-граммы фундаментальных исследований по Отделению наук о земле РАН, проект № 12-П-5-1016.

Рисунок 8. Результаты расчета магнитных характеристик базальтов и кварцевых микродолеритов и корреляция магнитных пород по основному и опережающему стволам Уральской сверхглубокой скважины СГ-4 [5,6]. Литология по данным К.Г. Башты, Л.Н. Шахториной, УГРЭ СБ:

1 – базальты; 2 – кварцевые микродиориты; 3 – агломератовые туффиты


1 Магнитометрические исследования нефтегазовых скважин / Астраханцев Ю.Г. [и др.] //Экспозиция Нефть Газ. 2008. №4/Н(69). С. 12-14.

2 Башта К.Г., Шахторина Л.Н., Кускова В.Н. Геологический разрез Уральской СГ-4 (0-5354 м) // Результаты бурения и исследований Уральской сверх-глубокой скважины (СГ-4). Научное буре-ние в России. ФГУП НПЦ «Недра» ярославль, 1999. - Вып.5. C.25-36.

3 Виленский А.М. Петрология интру-зивных траппов севера Сибирской плат-формы. М.: Наука.1967. 260 с.

4 Глухих И.И., Иголкина Г.В., Астраханцев Ю.Г. Магнитометрия сверх-глубоких и глубоких скважин // Геофизика. 1995. № 4. С.37-41.

5 Иголкина Г.В. Магнитные свойства долеритовых интрузий и их корреляция по данным скважинной магнитометрии //

Научное бурение в России. Тюменская сверхглубокая скважина (интервал 0-7502): сб. докл. Пермь,1996. - Вып.4. С. 347-355 .

6 Иголкина Г.В. Скважинная магнито-метрия при исследовании сверхглубоких и глубоких скважин: монография. Ека-теринбург: УрО РАН. 2002. 215 с.

7 Иголкина Г.В., Мезенина З.С. Исследование магнитных характеристик пород при изучении нефтегазовых бассей-нов (на примере Кечимовского и Тевлино-Русскинского месторождений Западной Сибири) // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. 2013. №2. С.52-71. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Igolkina/Igolkina_2.pdf.

8 Скобелин Е.А. Геологическая эффективность магнитного каротажа на Сибирской платформе // Пути повышения эффективности геофизических исследова-ний скважин в Красноярском крае: тез. докл. Красноярск.1982. C. 60-61.

REFERENCES1 Magnitometricheskie issledovanijа

neftegazovyh skvazhin / Astrahancev YU.G. [i dr.] //Yekspozicijа Neft’ Gaz, 4/N(69) . 2008. S. 12-14. [in Russian].

2 Bashta K.G., SHahtorina L.N., Kuskova V.N. Geologicheskii razrez Ural’skoi SG-4 (0-5354 m) // Rezul’taty burenijа i issledovanii Ural’skoi sverhglubokoi skvazhiny (SG-4). Nauchnoe burenie v Rossii. FGUP NPC «Nedra» Jaroslavl›, 1999. Vyp.5. C.25-36. [in Russian].

3 Vilenskii A.M. Petrologijа intruzivnyh trappov severa Sibirskoi platformy. M.: Nauka.1967. 260 s. [in Russian].

4 Gluhih I.I., Igolkina G.V., Astrahancev YU.G. Magnitometrijа sverhglubokih i glubokih skvazhin // Geofizika. 1995. № 4. S.37-41. [in Russian].

5 Igolkina G.V. Magnitnye svoistva doleritovyh intruzii i ih korreljаcijа po dannym skvazhinnoi magnitometrii //


2014, т. 12, № 2

Tyumenskajа sverhglubokajа skvazhina (interval 0-7502). Sb. dokladov «Nauchnoe burenie v Rossii», vyp.4. Perm›,1996. S. 347-355. [in Russian].

6 Igolkina G.V. Skvazhinnajа magnitometrijа pri issledovanii sverhglubokih i glubokih skvazhin. Monografijа. Ekaterinburg: UrO RAN. 2002. 215 s. [in Russian].

7 Igolkina G.V., Mezenina Z.S. Issledovanie magnitnyh harakteristik porod pri izuchenii neftegazovyh basseinov (na primere Kechimovskogo i Tevlino-

Russkinskogo mestorozhdenii Zapadnoi Sibiri) // Neftegazovoe delo: yеlektron. nauch. zhurn. 2013. №2. S.52-71. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Igolkina/Igolkina_2.pdf. [in Russian].

8 Skobelin E.A. Geologicheskajа yеffektivnost’ magnitnogo karotazha na Sibirskoi platforme //Puti povyshenijа yеffektivnosti geofizicheskih issledovanii skvazhin v Krasnojаrskom krae. Tez. dokl. Krasnojаrsk.1982. C. 60-61. [in Russian].

Иголкина Г. В., д-р геол.-минерал. наук, зав. лабораторией промысловой геофизики, Ин-та геофизики им. Ю.П. Булашевича Уральского отделения РАН, г. Екатеринбург, Российская Федерация G.V. Igolkinа, Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Head Well Logging Laboratory Institute of Geophysics Ural Branch of the Russian Academy of Sciences, Yekaterinburg, the Russian Federation e-mail: [email protected]


2014, т. 12, № 2

УДК 553.411:550.42

ГЕОЛОГИЯ И ЗОЛОТОНОСНОСТЬ АКТАШСКОГО РУДНОГО ПОЛЯ GEOLOGY AND GOLD POTENTIAL OF AKTASHSKAYA ORE FIELD

В работе рассмотрено геологическое строение Акташского рудного поля, а также Восточно-Акташского и Западно-Акташского золоторудных проявлений. Рудное поле приурочено к крупной антиклинальной складке, пересеченной раз-ломом, интрудированным дайковым комплексом основных-средних пород. Показано, что первое рудопроявление относится к золото – березитовому типу и ассоциирует с дайковыми телами габбро- диоритов, а второе – к золото-джа-спероидному формационному типу, и приурочено к интенсивно метасоматиче-ски измененным карбонатным породам магнезиально-железистого состава. Установлено, что отложение золота Восточно-Акташского рудопроявления происходило в позднюю стадию минералообразования и связано с кварц-пиритовой минеральной ассоциацией. Наиболее богатая золотом кварц-сульфидная минерализация локализуется вдоль контактов дайки, или сосредото-чена в самой дайке на участке пересечения её широтными нарушениями. По химическому составу золоторудная минерализация близка к близповерхностно-му коровому типу. Западно-Акташское рудопроявление характеризуется ком-плексной золото – баритовой минерализацией, в составе которой выделены два минеральных типа – мономинеральный баритовый и кварц – карбонат – барито-вый. Золото относится к мелкому и среднему классам крупности, типоморфной его особенностью является стабильно высокое содержание примеси висмута. Подобный состав золота характерен для кварцевых жил золотокварцевой фор-мации или ранних генераций золота в жилах золото – сульфидно – кварцевой формации. Авторами показана близость золоторудной минерализации к извест-ным промышленным месторождениям уральского региона. Положительная оценка перспектив обоих рудопроявлений определяется благоприятной струк-турной позицией, геохимическими особенностями золота и его относительно устойчивым распределением как по простиранию, так и, предположительно, на глубину.

The paper considers the geological structure Aktashskaya ore field, as well as the East-Aktashskaya and West-Aktashskaya gold manifestations. Ore field related to large anticlinal fold cuted by fault and intruded by dyke complex of mafic-medium rocks. It is shown that the first of them refers to the gold - beresite type and associating with dikes of gabbro – diorites, and the second – to the gold - gaspereau type, belonging to intensively metasomatic changed carbonate rocks of magnesium - iron composition. It is determined that deposition of gold on East-Aktashskaya ore manifestation occurred in the late stage of formation and it is associated with quartz-pyrite mineralization. The richest gold-quartz – sulphide mineralization is localized along dykes contacts, or concentrated in the dyke on the intersection of its latitudinal faults. Chemical composition of gold mineralization is close to subsurface crust type. The West-Aktashskaya area is characterized by complex gold-barite mineralization, which consists of two mineral types - monomineral barite and quartz - carbonate - barite. Gold refers to small and medium sizes, its typomorphic feature is stably high content of bismuth impurities. A similar composition of gold is characteristic for quartz veins of gold- quartz assotiation or early generations of gold in veins of gold - sulfide - quartz formations. The authors demonstrated the closeness of gold mineralization to industrial deposits of the Urals region. Positive assessment of the prospects of both ore manifestations is due to favorable structural position, geochemical peculiarities of gold and its relatively stable distribution both along strike and, presumably, to a depth

Рыкус М.В., Сначев В.И.,ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа, Российская ФедерацияФедеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геологии УНЦ РАН, г. Уфа, Российская Федерация

M.V. Rykus, V.I. Snachev,FSBEI HPE “Ufa State Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian FederationInstitution of Russian Academy of Sciences Institute of Geology of the Ufimian Scientific Centre, Ufa, the Russian Federation

Ключевые слова: Акташ, рудное поле, золотое рудопроявление, дайка, Караташский надвиг, габбро-диорит, метасоматит.

Key words: Aktash, ore field, gold manifestations, dike, Karatashsky thrust, gabbro-diorite, metasomatic rock.

Акташское рудное поле расположено в южной части Авзянского рудного района и представлено Восточно-Акташским и Западно-Акташским рудо-проявлениями (рисунок 1). Главный структурный элемент рудного поля – крупная антиклинальная

складка, восточное крыло которой пересечено Караташским надвигом, интрудированным дайка ми габбро-диабазов. В висячем крыле надвига в ка тавских известняках залегают дайковые тела габ-бро-диоритов (?), с которыми ассоциирует Восточно- Акташское рудопроявление золото-берези тового типа (рисунок 2). К западу от него во фронтальной части Караташского надвига локализовано Западно-Акташское рудопроявление золото-джаспероидного формационного типа [5].

Основные породы дайкового комплекса, обнажа-ющиеся в пределах обоих рудопроявлений, отно-


2014, т. 12, № 2

сятся к дорудным образованиям. Все они интенсивно изменены вторичными околорудными процессами, а на отдельных участках превращены в метасома-титы. Габбро-диабазы Западно-Акташского рудопро-явления, отобранные на его флангах из неизменённых разновидностей, характеризуются высокой мелано-кратовостью, повышенной железистостью (∑Fe = 12-16%) и по нормативному минеральному составу относятся к нормальной толеитовой серии. Большинство из них имеет натриевый и калий – натриевый тип щёлочности, по набору и содержа-нию элементов – примесей (K/Rb~300-330; Ti/Zr~200) породы ближе всего к траппам древних платформ (таблицы 1, 2).

Рисунок 1. Структурная схема центральной части западного склона Южного Урала (по Н.Н. Ларионову, с измене-ниями)

1-4 – комплексы: 1 – раннерифейский, 2 – среднерифейский, 3 – позднерифейский, 4 – палеозойский; 5 – структуры: Iа – Инзерский синклинорий, Iб – ямантауский антиклинорий, Iв – Юрматауский антиклинорий, II – Зилаирский синклинорий; 6 – грабены (1–3): 1 – Ишлинский, 2 – Шатакский, 3 – Узянский; 7 – региональные надвиги (1–3): 1 – Зильмердакский, 2 – Караташский, 3 – Зюраткульский; 8 – надвиги (4–8): 4 – Туканский, 5 – Юшинский, 6 – Тергинский, 7 – Узяно-Серменевский, 8 – Большеавзянский; 9 – гипербазитовые масси-вы Крака; 10 – участки с повышенным содержанием золота: 1 – Горный прииск (кора выветривания), 2 – УлуЕлгинский, 3– Кагармановский, 4 – Улюк-Бар, 5 – Акташ

Рисунок 2. Геологическая схема Акташского участка и разрез Восточно-Акташского рудопроявления по линии I – I

1 – известняки катавской свиты, 2 – габбро-диориты с вкраплен-ностью пирита, 3 – кварцевая жила, 4 – кварцевые прожилки, 5 – элементы залегания, 6 – зона бурожелезнякового проявления Куртмоля, 7 – габбро-диабазы, 8 – габбро-диориты, 9 – зона Западно-Акташского рудопроявления, 10 – зона Караташского разлома

Сложнее обстоит дело с диагностикой первич-ного состава дайковых образований Восточно-Акташского рудопроявления. Здесь на всём их протяжении, в местах доступных для отбора образ-цов, породы оказались сильно изменёнными гидро-термально-метасоматическими процессами. Визуально они выглядят как лейкократовые полно-кристаллические образования, отнесенные геоло-гами – съёмщиками к диоритам. Однако, как показывают данные химических анализов (таблицы 1, 2) и петрографические наблюдения, в этих поро-дах существенно нарушен первичный баланс петро-генных оксидов и широко развит комплекс вторичных минеральных образований.

В частности, можно отметить значительное воз-растание в составе пород TiO2 (до 4%) и оксидов железа (до 14%), при явной потере SiO2 (33-37%), и высокой дисперсии в содержаниях K2O (0,2-3%), оксидов железа (0,4-9,9%) и большинства элемен-тов – примесей. Отмечается широкое развитие сери-цита, хлорита, карбоната, рудных минералов, регенерированного кварца. Все это не позволяет уверенно относить породы к тому или иному петро-химическому типу и требует дальнейшего поиска представительных для решения этого вопроса


2014, т. 12, № 2

Таблица 1. Химический состав пород дайкового комплекса Акташского рудного поля, %

Пункт SiO2 TiO2 Al2O3 Fe2O3 FeO CaO MgO MnO K2O Na2O ппп сумма

1

50,0 1,9 14,0 4,7 8,8 8,9 6,4 0,2 1,6 3,0 0,2 99,749,0 2,0 14,0 4,9 9,0 9,5 5,4 0,2 1,8 4,0 0,2 100,049,0 2,0 14,0 4,0 7,9 7,8 6,8 0,18 1,3 3,8 2,4 99,9849,0 1,55 14,0 7,0 6,8 9,2 6,6 0,18 1,5 3,0 1,4 100,848,0 1,83 14,0 4,4 8,6 9,2 7,0 0,22 1,5 3,1 1,4 99,7548,8 1,93 14,0 4,0 9,3 10,6 7,8 0,21 0,6 2,3 0,8 99,5448,7 1,93 14,5 4,0 9,7 11,4 6,6 0,22 0,4 2,3 0,9 99,6546,0 4,0 14,8 7,7 8,6 5,6 5,8 0,23 0,1 2,4 4,9 100,1

2

46,83 3,22 12,6 6,7 7,4 6,38 3,54 0,25 0,2 3,76 7,3 98,1544,96 3,37 14,3 8,73 8,0 4,76 4,40 0,24 0,3 3,79 6,9 99,6445,22 3,30 13,5 11,7 6,7 5,68 4,14 0,23 0,2 3,79 6,5 100,942,49 3,17 13,6 4,37 9,8 6,94 4,74 0,24 0,3 3,75 8,9 98,3142,92 3,25 13,9 6,49 8,4 6,16 4,40 0,21 0,2 3,83 8,4 98,2141,32 4,20 16,5 10,7 0,8 10,56 0,54 0,12 2,9 3,38 7,7 98,7032,98 4,20 14,8 5,52 5,9 11,48 3,40 0,15 3,3 1,99 15 98,6437,50 3,70 15,8 14,2 0,4 12,00 1,60 0,17 2,5 3,00 8,0 99,07

Примечание: 1-2 – пункты отбора образцов: 1 – Западно-Акташское рудопроявление; 2 – Восточно-Акташское рудопроявление.

горных пород. Нами эти породы условно отнесены к формации переходного габбро – диабаз – диорито-вого состава [5].

В размещении золотого оруденения Восточно-Акташского рудопроявления чётко проявлен струк-турный контроль. Наиболее богатая золотом кварц-сульфидная минерализация локализуется либо вдоль контактов дайки, приуроченной к круто-падающему разрыву, либо сосредоточена в самой дайке на участке пересечения её широтными нару-шениями. Здесь же магматические и осадочные породы испытали глубокие гидротермальные изме-нения, минералого-химический состав которых соответствует березитам. Конечные продукты пре-образований, состоящие из агрегата кварца, светлой слюды (серицит, мусковит), пирита и карбонатов,

отлагались в условиях привноса растворами калия, углекислоты, серы и выноса натрия.

На рудопроявлении можно выделить раннюю и позднюю стадии минералообразования. Ранняя стадия проявилась в слабой равномерной пиритиза-ции, серицитизации и, возможно, окварцевании пород дайкового комплекса. Содержание пирита составляет обычно доли процента или первые про-центы от всей массы породы, он представлен мел-кими кубическими кристаллами размером от долей миллиметра до 0,5 см. С этой стадией повышенных содержаний золота не обнаружено. Поздняя стадия проявлена в образовании золото - кварц - пирито-вого оруденения, охватывающего не только дайковое тело габбро-диоритов, но и приконтактовые участки вмещающих карбонатных пород на глубину до 10 метров. Отложение рудных и нерудных минералов

Таблица 2. Содержание элементов – примесей в породах дайкового комплекса Акташского рудного поля, г/т

Место отбора проб Cu Zn Co Ni Cr Pb Sr Rb Zr

Западно-Акташскоерудопроявление

24 140 43 39 60 6 178 55 8825 140 40 37 63 6 170 53 9428 150 44 41 76 3 194 52 9323 130 38 38 46 5 162 15 8630 130 38 41 91 7 146 40 9838 160 46 40 57 5 227 42 9635 150 46 39 68 5 259 54 9930 130 47 41 76 5 162 30 96

Восточно-Акташскоерудопроявление

25 120 36 30 13 9 178 - 1288 120 32 31 24 24 154 - 12622 140 37 28 25 13 138 - 1257 145 30 26 19 14 202 - 12225 138 28 28 17 17 178 <10 11512 190 36 31 19 17 105 <10 12044 89 35 49 15 10 89 122 10517 130 35 33 5 4 162 12 11512 170 35 39 40 18 907 49 96


2014, т. 12, № 2

на этой стадии происходило как путём выполнения трещин дробления, так и в результате метасоматиче-ского замещения минералов исходных пород. В первом случае возникли отчетливо секущие не золо-тоносные кварцевые и кварц-сульфидные жилы и прожилки лестничного типа, во втором - образова-лись гранобластовые, гнездообразные и прожилко-видные выделения кварца с сульфидной вкрапленностью и золотом. В эту стадию сформиро-валась основная масса кварца и сульфидных мине-ралов, представленных пиритом и в незначительном количестве халькопиритом. Рудообразованию сопут-ствовали обильная серицитизация вмещающих пород и развитие в них магнезиально-железистых карбонатов. Кварц и пирит продуктивного минераль-ного комплекса отличаются от таковых ранней стадии минерализации не только большими масшта-бами проявления, но и морфогенетическими особен-ностями. Золотосодержащий пирит имеет обычно более крупные размеры, он часто образует гнездоо-бразные выделения сросшихся кубических кристал-лов, либо локализуется в коротких ветвящихся метасоматических прожилках в ассоциации с квар-цем. Последний нередко имеет брекчиевидную тек-стуру и отчетливо проявленную ростовую мозаичность, чем существенно отличается от мас-сивного однородного жильного кварца, не содержа-щего золото - сульфидной минерализации.

Самородное золото отмечается, чаше всего, в березитизированных габбро-диоритах в составе кварц – сульфидной минеральной ассоциации, где его содержания в отдельных пробах достигают десятков граммов на тонну. Кварц – карбонатная с сульфидами и золотом минеральная ассоциация раз-вита на рудопроявлении незначительно, в основном в измененных карбонатных породах катавской свиты на контакте с дайкой габбро-диоритов, где концен-трации золота достигают сотни граммов на тонну.

Форма выделений самородного золота самая раз-нообразная: на контакте зерен пирита с кварцем пре-обладает пластинчатая (трещинная) форма золотин; в пирите – комковидные и изометрично – кристал-лические выделения; в кварце – преимущественно пленочное золото. Размер золотин не превышает 1 мм. По химическому составу (таблица 3) золото средней пробности (821 – 859), характерная его черта – повышенные содержания серебра (14-17%).

Другие примеси представлены медью (0,02-0,1%), висмутом (0,07-0,03%), теллуром (0,06-0,01%); серебряно – золотое отношение составляет 0,16–0,21. В одной из проб установлено присутствие ртути (0,23%) и мышьяка (0,03%). По химическому составу золоторудная минерализация может быть отнесена к коровому типу, сформировавшемуся в близповерхностных условиях.

Западно-Акташское рудопроявление располо-жено среди терригенно – карбонатных отложений авзянской свиты. Оно изучено нами по керну буро-вых скважин (3 профиля), а также с поверхности по редким шурфам и в маршрутных наблюдениях.

По морфологическим признакам рудопроявление представляет собой небольшую по размерам, вытя-нутую в субмеридиональном направлении штоквер-ковую зону, в которой можно выделить 2-3 рудных тела, разделенных сравнительно безрудными интер-валами (рисунок 3).

Таблица 3. Среднее содержание элементов - примесей в золоте различных формационных типов Акташского рудного поля, %

Формационный тип Кол. опред.

Au Ag Hg Se Cu Bi Te As Сумма Ag/Au Пробность

Золото – березито-вый

11 84,22 15,19 0,23 - 0,04 0,15 0,08 0,03 99,59 0,18 845,5

Золото – джасперо-идный

13 93,24 6,79 0,11 0,05 0,06 0,17 0,05 0,03 99,60 0,08 934,6

Золото – сульфид-ный

8 77,5 22,04 0,2 0,04 0,04 0,09 0,06 0,07 99,7 0,29 777,4

Рисунок 3. Геологический разрез Западно – Акташского рудо-проявления по линии II – II

1 – углеродисто-глинистые сланцы, 2 – глинистые и карбонатно – глинистые сланцы с прослоями песчаников, 3 – габбро-диаба-зы, 4 – барит, 5 – апокарбонатные кварцевые метасоматиты (джаспероиды), 6 – скважины


2014, т. 12, № 2

Рудные тела сложены кварцевыми метасомати-тами с сульфидами и прожилками кварца штоквер-кового типа, а также зонами согласного и близкого к нему прожилкового окварцевания. Все эти образова-ния размещаются в интенсивно метасоматически изменённых карбонатных породах магнезиально-железистого состава. Сочетание крутопадающего направления кварцевых прожилков с пологим, почти согласным со слоистостью вмещающих пород, зале-ганием рудных тел, обусловило их сложное внутрен-нее строение и неравномерность распределения минерализации.

Большая часть рудных тел сложена кварцевыми прожилками замещения, имеющими нечёткие кон-такты и сложную морфологию. На участках их сгу-щения образуются сплошные кварцевые метасоматиты. Менее развиты секущие прожилки, выполняющие полости сколовых трещин. Они харак-теризуются относительно ровными границами и выдержанной мощностью, часто ветвятся, расщепля-ются на серии более тонких прожилков, образуют гнезда в узлах пересечения трещин. В этих случаях формируются небольшие штокверковые зоны, вытя-нутые в направлении слоистости пород [5].

Метасоматические преобразования на рудопро-явлении происходили не менее чем в три последова-тельно сменяющие друг друга стадии:

1) железисто-магнезиальный карбонатный мета-соматоз, 2) окварцевание, 3) баритизация.

Железисто – магнезиальный карбонатный мета-соматоз относится к элизионно-катагенетическому типу преобразований. Метасоматиты представлены субсогласными стратиформными пластовыми телами сидерит-анкеритового состава мощностью до десятков метров. Формирование подобных метасо-матитов, широко известных на Южном Урале, мно-гими исследователями [1] связывается с начальным метаморфизмом погружения, при котором под влия-нием литостатического давления происходила акти-визация водных элизионных поровых растворов, преобразующих вмещающие породы. Сопоставление минерального состава и химизма исходных и изме-ненных пород показывает, что при образовании последних увеличивалось содержание железа, магния, кальция и резко уменьшалось – глинозема.

Преобразования второй стадии начинались с раз-вития кварцевых метасоматитов и прожилков кварца более поздних генераций. Эти метасоматиты разви-ваются исключительно по железисто – карбонатным, сидерит – анкеритовым породам ранней стадии пре-образований и за их пределы обычно не распростра-няются. Кварц, слагающий метасоматиты, имеет молочно – белую окраску, средне и крупнозерни-стую структуру, и массивную текстуру. В перемен-ных количествах присутствуют кальцит (от 1 до 15%) и серицит (в отдельных разновидностях до 2%). Из рудных минералов в эту стадию формирова-

лась главная масса сульфидов, представленных вкра-пленными, прожилковыми и сплошными вы де лениями пирита и редкой вкрапленностью халько пирита. Химические анализы показывают, что в процессе метасоматоза привносились кремнезём, кальций, калий, углекислота и выносились глинозём, железо, магний и натрий.

Баритизация относится к наиболее позднему по времени процессу изменения пород. Баритовое ору-денение развивается как непосредственно по сиде-рит – анкеритовым породам, так и по кварцевым мета соматитам. В его составе можно выделить два минеральных типа – мономинеральный баритовый и кварц – карбонат – баритовый.

Мономинеральные руды сложены шестоватым полупрозрачным баритом образующим сплошные массы, прожилки и гнезда в верхней части штоквер-ковой зоны, где барит ассоциирует с повышенными содержаниями марганца и серебра. Химический состав руд определяется присутствием двух главных компонентов – барита и кварца, составляющих в сумме 90% объёма сплошных руд. Содержание BaSO4 в богатых рудах достигает 79%; суммарная концентрация CaO, MgO, Fe2O3 и FeO не превышает 3%, что позволяет без обогащения выделять сорто-вой барит.

Кварц – карбонат – баритовые руды представ-лены прожилково-гнездовой и вкрапленной минера-лизацией, приуроченной к крупнокристаллическому анкериту. Содержание BaSO4 в рудных залежах по предварительным данным невысокое – 1,0–9,0%. В мономинеральных и бедных рудах концентрации Sr не превышают 0,3%. Баритизации сопутствовало образование небольшого количества халькопирита, галенита, сфалерита.

Формирование кварцевой и баритовой с сульфи-дами минерализации происходило после внедрения даек габбро-диабазов. Последние в пределах рудо-проявления подверглись интенсивной пиритизации, содержат в своем составе обильные включения и прожилки метасоматического (джаспероидного) кварца, карбоната и серицита.

С зонами развития окварцевания установлены аномально высокие содержания золота, а в элюви-альных отложениях кварцевых апокарбонатных метасоматитов обнаружено несколько его знаков.

Золотины неправильной и комковидной формы с невысоким значением коэффициента уплощённости, полуокатанные, поверхности неровные, шерохова-тые, иногда состоят из сростков нескольких зерен. Золото относится к мелкому (0,2 мм) и среднему (1,2 мм) классам крупности, имеет золотисто-жел-тую окраску и высокую пробность (880-998). Содержание серебра (таблица 3) в золотинах варьи-рует от 0,2 до 12%, при этом преобладает золото с содержанием этой примеси 0,2-1,1%. Распределение серебра в золотинах равномерное, серебряно-золо-


2014, т. 12, № 2

тое отношение невысокое и колеблется от 0,002 до 0,14, не превышая в большинстве определений 0,1. Кроме серебра установлено присутствие невысоких концентраций меди, ртути, теллура и мышьяка. Типоморфной особенностью золота является ста-бильно высокое содержание примеси висмута. Подобный состав золота часто встречается в кварце-вых жилах золотокварцевой формации или ранних генерациях золота в жилах золото– сульфидно – кварцевой формации Урала.

На Акташской площади за пределами рассмо-тренных рудопроявлений выявлено россыпное золото, химический состав которого коренным обра-зом отличается от состава золотин вышеописанных формационных типов [4]. Золото обнаружено в аллювиальных образованиях руч. Акташского, дре-нирующего комплекс габбро – диабазовых даек и бурые железняки Куртмолинского месторождения (рисунок 2). Золотины имеют уплощённую и пла-стинчатую формы, угловато-окатанные, поверхность шероховатая, цвет от золотисто-желтого до красно-желтого. Золото мелкое (0,1-0,2 мм), низкой проб-ности (740-840). Содержания серебра в золотинах устойчивы и в большинстве определений состав-ляют 20-25%; серебряно – золотое отношение – 0,2-0,34. Из других примесей в некоторых пробах установлены невысокие содержания теллура, мышьяка, меди, селена и ртути (таблица 3). Пониженное значение пробности и состав элемен-тов – примесей указывают на принадлежность металла к золотосульфидному формационному типу. Судя по форме золотин, перенос металла осущест-влялся на небольшое расстояние от предполагаемого коренного источника. Им могли служить зоны кварц – сульфидной минерализации и бурые желез-няки Куртмолинского месторождения, в которых известны высокие содержания серебра и повышен-ные – золота.

Приведенные данные показывают, что Акташское рудное поле может оказаться весьма перспективным на обнаружение известных на Урале промышленных золоторудных месторождений. В его пределах при-сутствует золото трех дискретных групп пробности, отличающееся содержанием элементов – примесей, крупностью и формой золотин, формационной при-надлежностью коренных источников металла. Все золотины по своему химическому составу и темпе-ратурному режиму образования попадают в поле анализов золота собственно золоторудных формаций Урала (рисунок 4).

Перспективы Восточно-Акташского рудопро-явления не ограничиваются опоискованными к настоящему времени его приповерхностными гори-зонтами. По простиранию золотоносного дайкового тела пройдена редкая система разведочных канав и шурфов, вскрывших штокверковую зону золото – кварц – сульфидной минерализации на глубину

всего лишь нескольких метров. Очевидно глубина распространения оруденения, по аналогии с подоб-ными объектами, будет соизмерима с длиной шток-верка и ограничена экзоконтактом предполагаемой на глубине интрузии габброидного состава. Если габбро-диориты Восточно-Акташского рудопрояв-ления рассматривать как проявление жильной фации скрытого на глубине продуцирующего интрузива, то масштабы золоторудной минерализации могут ока-заться весьма значительными.

В пределах Западно-Акташского рудопроявле-ния, особенно в северной его части, отмечается ано-мальная концентрация индикаторных на золото элементов – Ba, Cu, Zn, Mo, Ag. Здесь же известны точки минерализации с содержаниями золота до 2 г/т. И хотя изучение рудопроявления единичными буровыми скважинами не дало положительных результатов (опробованные интервалы кварц – суль-фидной минерализации оказались незолотонос-ными), тем не менее, в кварцевых метасоматитах, вскрытых шурфами на северном фланге рудопрояв-ления, обнаружены знаки крупного золота, а во вме-щающих породах установлены аномальные его концентрации, на один-два порядка превышающие кларковые значения.

Рисунок 4. Соотношение содержаний серебра и меди в золоте различных формационных типов Акташской площа-ди

1 – поле анализов золота для месторождений золоторудных фор-маций Урала [2], 2-4 – состав золотин: 2 – Восточно-Акташского рудопроявления, 3 – Западно-Акташского рудопроявления, 4 – аллювиальных отложений ручья Акташского. Сплошная ли-ния разделяет поле составов золотин со структурами распада твердых растворов золото – серебро – медь и без них


2014, т. 12, № 2

Через северный фланг рудопроявления проходит Акташская широтная глубинная структура – важней-ший тектонический элемент площади, представлен-ный на поверхности зоной повышенной трещиноватости пород и фрагментами субширотных разрывных нарушений с высокой степенью гидро-термальных изменений осадочных отложений. Все это не исключает возможности обнаружения в этой части рудопроявления не вскрытого эрозией золо-того оруденения в кварцевых метасоматитах.

Анализ минерального состава и геологической позиции баритового оруденения также указывает на возможность обнаружения новых баритоносных (барит – золотоносных?) объектов стратиформного типа [3]. К благоприятным поисковым признакам можно отнести:

1) приуроченность баритовой минерализации к терригенным и терригенно– карбонатным отложе-ниям авзянской свиты – региональному рудонос-ному уровню Башкирского мегантиклинория; 2) локализация баритового оруденения среди желези-стых разностей карбонатных пород; 3) повышенная марганценосность баритсодержащих толщ и тесная корреляционная связь баритовых руд с Cu, Pb, Zn, Ag, Au; 4) небольшие размеры и малая контраст-ность ореолов бария, отсутствие тесной положитель-ной корреляционной связи Ba co Sr, а последнего – со всеми рудными элементами, сопутствующими бари-товой минерализации; 5) приуроченность баритовой

минерализации к крыльям и погружениям антикли-нальных выступов, представлявших собой конседи-ментационные поднятия, служившие областями сноса баритсодержащих пород.

Выводы1. Геологическая позиция золоторудных прояв-

лений определяется в региональном плане их при-уроченностью к зоне Караташского надвига. Бла го приятными для локализации золотоносных квар цевых жил, прожилков и минерализованных зон яв лялись соскладчатые трещины скола и отрыва, развитые в дайковом комплексе габбро-диабазов или на контакте с ним.

2. Отложение золота происходило на завершаю-щей стадии рудного процесса с поздними прожил-ково-вкрапленными генерациями кварца и пирита.

3. По типоморфным особенностям золоторудная минерализация в докембрийских толщах сопоста-вима с известными геолого-промышленными типами золотого оруденения Урала, что может быть исполь-зовано для прогнозной оценки рудопроявлений на основе месторождений – аналогов.

4. Высокая перспективность рудопроявлений определяется благоприятной структурной позицией, геохимическими особенностями золота и его отно-сительно устойчивым распределением как по про-стиранию, так и, предположительно, на глубину.


1 Метасоматиты рифейских толщ вос-точного крыла Башкирского антиклинория и их рудоносность. / Карагодин С.С. [и др.] // Метасоматиты и рудообразование: тез. докл. VI Всес. Конф. Л., 1987. Ч. 2. С. 102-103.

2 Мурзин В.В., Малюгин А.А. Новые данные о нестабильности природных твер-дых растворов системы золото – серебро – медь в области температур 350 °С. // Докл. АН СССР. 1983, Т. 269, № 3. С. 723-724.

3 Рыкус М.В. Барит в осадочных тол-щах Юрматауского антиклинория (Южный Урал). // Ежегодник ИГ УНЦ РАН. Уфа, 1995. С. 94-96.

4 Рыкус М.В. Золото Акташской пло-щади Башкирского мегантиклинория // Геология и минерально-сырьевые ресурсы республики Башкортостан, Уфа: ИГ УНЦ РАН, 1994. С. 23-25.

5 Рыкус М. В., Сначев В.И. Золото западного склона Южного Урала. Уфа: УНЦ РАН, 1999. 170 с.

REFERENCES1 Metasomatity rifeiskih tolsch

vostochnogo krila Bashkirskogo anticlinoriya i ih rudonosnost/Karagodin S.S. [i dr.] // Metasomatity i rudoobrazovanie: tez. docl. VI Vses. konf. Ch.2. L., 1987. S. 102-103. [in Russian].

2 Murzin V.V., Malyugin A.A. Novie dannye o nestabil,nosty prirodnikh tverdikh rastvorov sistemy zoloto – serebro – med, v oblasty temperatur 350ºC./Docl. An SSSR, 1983, T. 269, №3. S. 723-724. [in Russian]..

3 Rykus М.V. Barit v osadochnih tolschah Yurmatauskogo anticlinoriya (Yuzhnii Ural). / Yezegodnic IG UNC RAN, Ufa, 1995. S. 94-96. [in Russian].

4 Rykus М.V. Zoloto Aktashskoi ploschadi Bashkirskogo meganticlinoriya. / Geologiya i mineral,no-syr,evie resursy respubliky Bashkortostan, IG UNC RAN, UFA, 1994, S. 23-25. [in Russian].

5 Rykus М.V., Snachev V.I. Zoloto zapadnogo sklona Yuzhnogo Urala/UNC RAN, Ufa, 1999. 170 s. [in Russian].

Рыкус М.В., канд. геол.-минерал. наук, доцент кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияM.V. Rykus, Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Associate Professor of the Chair «Geology and oil and Gas Field Exploration», FSBEI HPE «Ufa State Petroleum Technological University», Ufa, the Russian Federation e-mail: [email protected]

Сначёв В.И., д-р геол.-минерал. наук, про-фессор, заведующий лабораторией рудных месторождений, ФГБУН Институт гео-логии УНЦ РАН. г. Уфа, Российская ФедерацияV.I. Snachev, Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Professor, Head of Ore Field Laboratory, Institution of Russian Academy of Sciences Institute of Geology of the Ufimian Scientific Centre, Ufa, the Russian Federation

282014, т. 12, № 2


УДК 550.8.08ПРИМЕНЕНИЕ РАСХОДОМЕТРИИ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ НА ПРИМЕРЕ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯSPINNER SURVEY APPLICATION IN INJECTION WELLS ON THE EXAMPLE OF THE PRIOBSKY RESERVOIR

Приобское месторождение является многопластовой залежью со сложным стро-ением продуктивных горизонтов, освоение которых невозможно без активного воздействия. С целью определения оптимального способа эксплуатации нагне-тательных скважин проводят гидродинамические исследования методом уста-новившихся закачек. Закачка производится в пласты неоднородные по проница-емости, поэтому на определенных режимах работы скважин при сниженном забойном давлении возникает явление внутриколонной связи между пластами. Определение интервалов и направления внутриколонного перетока является важной задачей, так как закачка жидкости в скважины «вслепую» зачастую может оказаться не только неэффективной, но и давать отрицательные результа-ты в процессе разработки нефтяного месторождения. Многие геофизические приборы не имеют реверсивного канала, определяющего направление потока, но для решения этой задачи можно использовать механический расходомер. Важный момент при работе с расходомером – это направление движения при-бора. В нагнетательных скважинах при различных направлениях регистрации на показания расходомера будет влиять относительная скорость прибора. Анализ данных, полученных при разных направлениях движения прибора, поможет установить направление потока жидкости в скважине.При проведении промыслово-геофизических исследований определялась общая приемистость нагнетательных скважин методикой фирмы Шлюмберже. Кроме того, общую приемистость скважин определяли ультразвуковым расходомером Акрон-01 на устье скважины для контроля измерений. Привели сравнение результатов измерений (приемистости) ультразвуковым расходомером Акрон-01 с данными расходометрии на скоростях.По результатам работы можно отметить, что метод механической расходоме-трии является достоверным для определения интервала и направления внутри-колонного перетока, и точность ультразвукового расходомера Акрон-01 позволя-ет использовать его при гидродинамических исследованиях на однопластовых нагнетательных скважинах.

The Priobsky reservoir is multilayer reservoir with the complex structure of the production horizons which development is impossible without the active influence. For the purpose of definition of optimum way of operation of injection wells hydrodynamic researches by the method of steady pumpings are conducted. The pumping is made in layers nonuniform on permeability therefore on particular modes of wells with reduced total pressure there occurs intra columned communication between layers. Determining intervals and the direction of intra columned overflow is an important task as pumping liquid in wells «blindly» can be often not only unefficient, but also yield negative results in the process of development of oil reservoir. Many geophysical devices have no reversed line determining the flow direction, but for the solution of this task it is possible to use mechanical spinner survey. During the work with spinner survey the important point is the direction of the device motion. In injection wells at various directions of record, indications of spinner survey will be influenced by the relative speed of the device. The analysis of data obtained at the different directions of the device motion will help to establish the direction of flow liquid in a well.When carrying out logging researches the common injectivity of injection wells was defined by the technique of the firm of Schlumberger. Besides the common injectivity of wells is determined by ultrasound spinner survey Acron-01 on a well cellar for monitoring of measurements. The comparison of observed data (injectivity) of ultrasound spinner survey Acron-01 with spinner survey at speeds.By the results of the work it is possible to note that the method of mechanical spinner survey is reliable for determining an interval and the direction of an intra columned overflow, and the accuracy of ultrasound spinner survey Acron-01 allows to use it at hydrodynamic researches on one-layer injection wells.

Фаттахова Л.В., Пакаев Д.В., Диваев А.М.,

ООО «ПКФ «ГИС Нефтесервис», г. Уфа, Российская Федерация

ФГБОУ ВПО «Башкирский государственный университет»,

г. Уфа, Российская Федерация

L.V. Fattakhova, D.V. Pakaev, A.M. Divaev,

LLC “PCF “GIS Nefteservis”, Ufa, the Russian Federation

FSBEI НРЕ “The Bashkir State University” Ufa,

the Russian Federation

Ключевые слова: внутриколонный переток, механический расходомер, геофизические исследо-вания, ультразвуковой расходомер Акрон-01, нагне-тательные скважины.

Key words: intra columned overflow, mechanical spinner survey, logging researches, ultrasound spinner survey Acron-01, injection wells.

Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов, как по площади, так и по разрезу, пласты гидродинами-чески слабо связаны. Коллекторы горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне- и низкопродуктивным, а АС12 – к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов


2014, т. 12, № 2

месторождения указывает на невозможность освое-ния месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты.

С целью определения оптимального способа экс-плуатации нагнетательных скважин проводят гидро-динамические исследования. Данные исследования проводят при установившихся режимах работы, которые заключаются в последовательном измене-нии режима эксплуатации скважин и измерении на каждом установившемся режиме приемистости и давления на забое. Цель исследований – определить коэффициент приемистости пластов, пластовые дав-ления. Задача исследований – найти связь между приемистостью скважины и забойным давлением.

Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помощью регулирующих устройств (штуцер) на насосной станции, а забойное давление определяют по манометру, установленному на глу-бине соответствующего пласта. Количество режи-мов – 6, на каждом режиме используют штуцеры различного диаметра, а именно 28, 12, 10, 6, 4, 2 мм. Минимальный и максимальный расходы отличаются в 3–5 раз. На каждом режиме скважина работает в течение четырех суток. По прошествии данного периода регистрируют значение давления на забое. По каждому режиму определяют общую приеми-стость и приемистость каждого пласта методом механической расходометрии.

По результатам исследований строят графики зависимости забойного давления Рзаб от приемисто-сти пластов, называемые индикаторными диаграм-мами (ИД). Индикаторная диаграмма (рисунок 1) Pзаб = f(Q) предназначена для определения величины пластового давления, которое можно найти путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат и коэффициента приемистости пласта.

Рисунок 1. Индикаторная диаграмма пласта

На Приобском месторождении в 2013 году ком-пания ООО «ПКФ«ГИС Нефтесервис» провела гидродинамические исследования 62 многопласто-вых нагнетательных скважин. Здесь на одну нагне-тательную скважину приходится более двух (перфорированных) эксплуатационных объектов.

Известно, что совместная закачка воды в несколько пластов, неоднородных по проницаемо-сти, приводит к быстрому обводнению залежей, низ-кому охвату их воздействием и образованию водяных блокад, отдельных невыработанных зон. При этом ускоренное продвижение фронта вытеснения нефти водой по высокопроницаемым пластам приводит к прорывам воды к забоям добывающих скважин и, как следствие, возрастают объем попутно добывае-мой воды и затраты на ее нагнетание. Это в лучшем случае приводит к повышению себестоимости добычи нефти, а в худшем случае – выводу обвод-ненной скважины из эксплуатации вместе с потерей неосвоенных запасов нефти, оставшихся в низкопро-ницаемых пластах. Для решения этих проблем используют технологию одновременно раздельной закачки (ОРЗ) воды в несколько эксплуатационных объектов через одну скважину. Данная технология является частью технологии одновременно раздель-ной разработки нескольких эксплуатационных объ-ектов (технология ОРРНЭО), предложенной НИИ «СибГеоТех» и НИИ «Газлифт».

Главной отличительной особенностью данной технологии являются: поочередный спуск секций пластов, проверка герметичности пакера (снизу и сверху) для каждой последующей секции, соответ-ствующей интервалу, на который нужно и можно создавать репрессию. Это позволит предупредить перетоки между выбранными интервалами – пла-стами через пакер в момент закачки, а также гаран-тировать надежное извлечение многопакерной установки из скважины для ревизии или ремонта. При использовании данной технологии можно кон-тролировать закачку воды в каждый объект и оп тималь но ре гу ли ровать процессы разработки – диф фе рен цирован но воздействовать на отдельные пласты за счет оперативного (сменой устьевых регу-ляторов) из ме нения режимов каждого из пластов скважины в ши ро ком диапазоне, что в конечном итоге позволит уве личить коэффициент нефтеот-дачи. Мно гопа керная компоновка ОРЗ позволяет также проводить ряд гидродинамических и промыс-лово-геофизических исследований в скважине. Гидродинамические исследования пласта произво-дятся установкой глубинного автономного ман-дрельного манометра в соответствующую сква жинную камеру, что позволяет измерить забой-ное и/или трубное давления, построить индикатор-ную диаграмму или кривую падения давления. Данная компоновка обеспечивает спуск геофизиче-ских приборов, в частности, расходомера для опре-деления профиля приемистости пластов и наличия негерметичности в ней.

Закачка производится в пласты с разным пласто-вым давлением, поэтому на определенных режимах работы скважин при сниженном забойном давлении возникает явление внутриколонной связи между


2014, т. 12, № 2

пластами. Определение интервалов и направления внутриколонных перетоков является важным крите-рием при расчете гидродинамических параметров пластов. Многие геофизические приборы не имеют датчика, определяющего направление потока, но для решения этой задачи можно использовать механиче-ский расходомер. Для механической расходометрии основным параметром, несущим всю информацион-ную нагрузку метода, служит скорость потока, кото-рый заставляет вращаться механическую вертушку прибора. В свою очередь, вращение вертушки пре-образуется в электрический сигнал, который пода-ется на регистрирующее устройство, поэтому основной признак, которым мы будем оперировать при решении тех или иных задач, будет изменение счета прибора.

В процессе работы водонагнетательной сква-жины, вскрывающей многопластовую залежь, воз-можны три варианта работы двухпластовой системы. Рассмотрим каждый из них.

Первый вариант (рисунок 2а). Устьевое давление закачки плюс давление столба жидкости больше чем пластовое давление в 1-ом и 2-ом пластах. Тогда жидкость продавливается в оба пласта.

Второй вариант (рисунок 2б). Давление закачки равно пластовому давлению одного из пластов. В этом случае вся жидкость поступает в пласт, у кото-рого пластовое давление ниже.

Третий вариант (рисунок 2в). Пластовое давле-ние в одном из пластов выше давления закачки, и пласт переходит на режим излива. Принимать всю закачиваемую жидкость плюс жидкость изливаю-щего пласта будет 2-й пласт.

Далее речь пойдет о решении задачи определения направления движения жидкости, изливаемой из пласта в процессе закачки.

а) б) в)Рисунок 2. Варианты работы двухпластовой системы

Важный момент при работе с расходомером – это направление движения прибора. В нагнетательных скважинах при движении прибора сонаправленно с потоком, показания расходомера будут занижены по отношению к показаниям, записанным против потока. По этой причине данные расходомера, запи-санные по потоку, не рекомендуются для определе-ния общего расхода и интервалов приемистости.

Однако этот момент можно использовать для определения направления внутриколонного пере-тока (ВКП).

Пример внутриколонного перетока сверху вниз с изливом на глубине 2440 м (рисунок 3).

Рисунок 3. ВКП сверху вниз

Изменения показаний счета расходомера при изменении направления движения прибора напря-мую зависят от относительной скорости между ско-ростью потока жидкости и скоростью прибора. При движении прибора против потока (регистрация на подъеме) относительная скорость будет равна сумме скорости потока и скорости прибора.

При движении прибора сонаправленно с потоком (регистрация на спуске) относительная скорость будет равна разности скорости потока и скорости прибора.

На рисунке 3 представлены замеры расходомера на одинаковой скорости, но с разным направлением, синим цветом, обозначен расходомер, зарегистриро-ванный на спуске, фиолетовым – на подъеме. При


2014, т. 12, № 2

движении на спуске показания расходомера после прохождения изливающего интервала на глубине 2440 м уменьшаются. Это можно ошибочно объяс-нить принимающим интервалом. На самом деле в интервале перетока изливаемая жидкость добавля-ется к общему потоку, поэтому скорость потока уве-личивается. В случае движения прибора на спуске скорость прибора изначально больше скорости потока, поэтому относительная скорость уменьша-ется, и, следовательно, снижаются показания рас-ходомера. При движении на подъеме показания расходомера в интервале перетока увеличиваются, т.к. увеличивается скорость потока из-за изливаемой жидкости и, следовательно, относительная скорость.

Наличие ВКП подтверждает термометрия. В месте излива на глубине 2440 м видна аномалия сме-шивания. Это вызвано тем, что из пласта притекает жидкость с более высокой температурой, чем темпе-ратура закачиваемой жидкости.

Пример ВКП снизу вверх (рисунок 4)Изливающий интервал находится на глубине

3420 м и поток направлен вверх. При ВКП снизу вверх ситуация обратная. Показания расходомера, зарегистрированные на подъеме, между стратигра-фическими пластами АС11 и АС12 занижены. Это вызвано тем, что относительная скорость снижается, соответственно, снижается счет. На спуске прибора, наоборот, показания расходомера в интервале пере-тока локально увеличиваются. Это значит, что забой-ное давление ниже пластового давления в пласте АС12, поэтому в процессе закачки воды в скважину наблюдается устойчивый переток из АС12 через ствол скважины в пласт АС11.

Рисунок 4. ВКП снизу вверх

Определение общей приемистости методом Шлюмберже

На всех режимах провели исследования для опре-деления общей приемистости скважины методикой фирмы Шлюмберже. Суть методики заключается в проведении серии измерений расходомером вдоль ствола в работающей скважине с различными скоро-стями. Обычно проводят не менее пяти измерений (рисунок 5). Результаты этих измерений наносят на масштабно координатную сетку (Vпр × N) и строят график N = f(vпр) прямолинейной зависимости пока-заний расходомера N от скорости протяжки Vпр при-бора. Точка пересечения этой линии с осью абсцисс даёт величину скорости потока жидкости в сква-жине. Если измерения проведены при подъёме при-бора, то точка пересечения графика с осью абсцисс должна располагаться слева от начала координат, а при измерении при спуске прибора – справа от начала координат. Если график пересекает ось абсцисс иначе, чем описано выше, то такие измере-ния считаются бракованными.

Рисунок 5. Определение общей приемистости

Определение общей приемистости методикой Абрукина

Определение приемистости серией из пяти заме-ров можно осуществить за одним замер по методике Абрукина (рисунок 6). Суть метода проста: расходо-мер с разной скоростью двигается вверх – вниз в пределах двадцати метров. Затем эти показания сни-маются, и по аналогии с методикой Шлюмберже строится график для определения приемистости.


2014, т. 12, № 2

Рисунок 6. Метод Абрукина

Определение приемистости ультразвуковым расходомером

Общую приемистость скважин определяли и уль-тразвуковым расходомером Акрон-01 на устье сква-жины.

Расходомер Акрон-01, выпускаемый фирмой ООО «ПНП Сигнур» (г. Москва), предназначен для измерения расхода и количества жидкостей с низким содержанием газообразных включений. Принцип действия расходомера основан на измерении разно-сти времени распространения акустических колеба-ний, пересекающих поток контролируемой среды под углом к оси трубопровода в двух противополож-ных направлениях: по потоку и против потока. Расходомер обеспечивает измерение объемного рас-хода и суммарного (интегрального) объема (количе-ства) жидкостей с низким содержанием газообразных и твердых веществ, при полностью заполненном сечении напорного трубопровода. Допускается наличие в контролируемой среде газовых включений и твердых частиц в количестве не более 1% объёма контролируемой жидкости.

Расходомер Акрон-01 закрепляли на трубе водо-вода на устье скважины и выполняли непрерывные измерения в течение 30 минут. В конце измерений получали значения расхода жидкости в м3/ч с интер-валом в 1 минуту. Находили среднее значение этих показаний и определяли расход жидкости в сутки. Данные значения приемистости сверили со значени-ями приемистости, полученными механической рас-ходометрией. Таблицы значений представлены ниже.

Таблица 1. Сравнение показаний Акрон-01 и РГД на скважине №1

Диаметр штуцера, мм 28 12 10 6 4 2Qакрон, м3/сут 322±6 252±5 229±4 207±4 133±3 106±2

Qргд, м3/сут 331±17 252±13 214±11 205±10 145±7 105±5

Отклонение результатов Акрон-01 от результатов РГД составило ± 3,2%.


Диаметр штуцера, мм 28 12 10 6 4 2Qакрон, м3/сут 398±8 418±8 357±7 282±6 255±5 189±4Qргд, м3/сут 406±20 416±21 382±19 296±15 265±13 184±9

Отклонение результатов Акрон-01 от результатов РГД составило ± 3,4 %.


Диаметрштуцера, мм 28 12 10 6 4 2Qакрон, м3/сут 424±8 285±6 275±5 118±2 50±1 47±1Qргд, м3/сут 412±21 290±15 276±14 134±7 51±3 46±2

Отклонение результатов Акрон-01 от результатов РГД составило ± 3,5%.


Диаметрштуцера, мм 28 12 10 6 4 2Q а к р о н , м3/сут 508±10 410±8 366±7 257±5 193±4 66±1Qргд, м3/сут 517±26 412±21 388±19 281±14 197±10 65±3



Диаметрштуцера, мм 28 12 10 6 4 2Q а к р о н , м3/сут 234±5 227±5 227±5 228±5 187±4 84±2Qргд, м3/сут 228±11 224±11 228±11 206±10 187±9 80±4


Отклонения показаний расходомера Акрон-01 от показаний РГД варьируются в пределах от 3,2% до 3,5%, что свидетельствует о том, что, применяя рас-ходомер Акрон-01, можно будет определить общую


2014, т. 12, № 2

приемистость с той же точностью, что и модулем РГД. К тому же расходомер Акрон-01 имеет ряд сле-дующих преимуществ относительно РГД: низкая стоимость, малая длительность измерений, межпо-верочный интервал составляет 2 года.

Исследования при установившихся режимах работы на однопластовых нагнетательных скважи-нах проводят по той же технологии, что и на много-пластовых скважинах. Исследования проводят на 6 режимах. На первом режиме с помощью промыс-лово-геофизических исследований определяют тех-ническое состояние скважины, чтобы исключить скважины, непригодные под исследования. На остальных режимах определяют забойное давление и общую приемистость.

При гидродинамических исследованиях однопла-стовых нагнетательных скважин, где принимающий пласт один, для построения индикаторной диа-граммы можно использовать значения забойного давления с автономных манометров и значение при-емистости, замеренной на устье ультразвуковым рас-ходомером Акрон-01 на всех режимах, кроме первого.

ВыводыРезюмируя результаты работ на Приобском

месторождении, можно отметить следующее:По результатам исследований использование

механического расходомера в комплексе с термоме-трией для определения интервалов и направления внутриколонного перетока дает положительные результаты и оправдано.

Индикатором внутриколонного перетока явля-ется термометрия, т.к. на замере наблюдается анома-лия из-за калориметрического смешивания двух потоков жидкости с различной температурой: зака-чиваемого и изливаемого.

Общая приёмистость, измеренная ультразвуко-вым расходомером Акрон-01, отличается от значе-ний, определенных механическим расходомером, не более ± 3,5%. Его с успехом можно использовать вместо РГД при гидродинамических исследованиях на однопластовых нагнетательных скважинах.


1 Валиуллин Р.А., Вахитова Г.Р. Комплексная интерпретация геофизичес-ких данных на основе типовых диаграмм: учеб. пособие. Уфа: РИО БашГУ, 2004. 94 с.

2 Валиуллин Р.А. Геофизические исследования и работы в скважинах,: исследования действующих скважин. Уфа: Информ–реклама, 2010. Т. 3 184 с.

3 Гарипов О.М., Леонов В.А., Шарифов М.З. Технология и оборудование для одновременно раздельной закачки воды в несколько пластов одной скважи-ной // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. 2007. №17. С. 35-45.

4 Руководство по эксплуатации АЦПР.407154.011 РЭ. Расходомер ультра-звуковой с накладными излучателями Акрон-01. М.: ПНП Сигнур, 2009. 78 с.

5 Харин А.Ю., Харина С.Б. Гидродинамические методы исследования нефтяных скважин: учеб. пособие. Уфа: изд-во УГНТУ, 2004. 108 с.

REFERENCES

1 Valiyllin R.A., Vaxitova G.R. Komplekcnaja interpretacija geofizicheskih dannyh na osnove tipovyh diagramm: ychebnoe posobie. Ufa: RIO BashGY, 2004. 94 s. [in Russian].

2 Valiyllin R.A. Geofizicheskie issledovanija i raboty v skvazhinah, tom 3: issledovanija deistvyuchih skvazhin. Ufa: Inform-reklama, 2010. 184 s. [in Russian].

3 Garipov O.M., Leonov V.A., Shariphov M.Z. Tehnologija i oborydovanie dlja odnovremenno razdel’noji zakachki vody v neskol’ko plastov odnoji skvazhinoji // Vestnik nedropol’zovatelja Hanty-Mansijiskogo avtonomnogo okruga. 2007. №17. S. 35-45. [in Russian].

4 Rykovodstvo po jeksplyatacii ACPR.407154.011 PJE. Rashodomer yl’trazvykovoij s nakladnymi izlychateljami Acron-01. M.: PNP Signyr, 2009. 78 s. [in Russian].

5 Harin A.JU., Harina S.B. Gidrodinamicheskie metody issledovanija neftjanyh skvazhin: ychebnoe posobie. Ufa: izd-vo UGNTU, 2004. 108 s. [in Russian].

Фаттахова Л.В., ведущий геофизик ООО «ПКФ «ГИС Нефтесервис», г. Уфа, Российская ФедерацияL.V. Fattakhova, Leader of Geophysicist LLC “PCF “GIS Nefteservis”, Ufa, the Russian Federatione-mail: [email protected]Пакаев Д.В., магистрант кафедры «Геофизика», ФГБОУ ВПО БашГУ, г. Уфа, Российская ФедерацияD.V. Pakaev, Undergraduate Student of the Chair “Geophysic”, FSBEI НРЕ “The Bashkir State University” Ufa, the Russian FederationДиваев А.М., магистрант кафедры геофи-зика, ФГБОУ ВПО БашГУ, г. Уфа, Российская ФедерацияA.M. Divaev, Undergraduate Student of the Chair “Geophysic”, FSBEI НРЕ “The Bashkir State University” Ufa, the Russian Federation

342014, т. 12, № 2


УДК 551.86 СТРОЕНИЕ И УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПЛАСТА БП17 ВЫНГАЯХИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ)CONDITIONS OF FORMATION OF BED BP17 VYNGAYAKHINSKOYE OIL FIELD (WESTERN SIBERIA)

Для эффективной добычи углеводородов необходим большой комплекс методов геологических работ. Особая важность заключается во взаимопроверяемости и непротиворечивости всей полученной информации. Одним из наиболее слож-ных подходов при разведке и поисках залежей углеводородов являются палеоге-ологические реконструкции, на основании которых можно делать прогноз о распространении пород с наилучшими коллекторскими свойствами, а, следова-тельно, о зонах миграции и положении залежей углеводородов.В статье представлены результаты изучения строения и условий формирования пласта БП17 Вынгаяхинского месторождения. Проведена структурно-веществен-ная характеристика отложений ачимовской толщи, типизация пород, на основа-нии которой по первичным признакам выделены основные литолого-генетиче-ские типы. При изучении следующего иерархического уровня установлены структурно-генетические типы слоев и их трансгрессивно-регрессивная направ-ленность. В результате типизации отложений пласта БП17 выделено 4 структур-но-генетических типа слоя, которые относятся к отложениям глубоководного и мелководного шельфа. При увязке керна с методами геофизических исследова-ний скважин для каждого типа установлены характерные формы каротажных кривых, что позволило проводить генетическую интерпретацию для скважин, пройденных без извлечения керна. Для пласта БП17 проведена корреляция отло-жений и построены палеогеологические профили, на которых отмечен один регрессивный максимум. На основании узкого временного среза создана палео-карта, которая уточнена при помощи геофизических исследований эксплуатаци-онного фонда скважин месторождения. Анализ отложений и строения пласта БП17 Вынгаяхинского месторождения показал, что его формирование происходило в глубоководных условиях, в зоне мелководного и глубоководного шельфа. Снос материала осуществлялся с вос-тока и юго-востока. Коллектор сформирован передовой частью дельты, а флюи-доупор – отложениями пояса дистальных темпеститов и илов.

For effective hydrocarbon production requires a large set of methods of geological work. Special importance lies in consistency of all information. One of the most difficult approaches in the exploration and the search for hydrocarbon deposits are paleogeographic reconstruction, on which can make a prediction of the distribution of species with the best reservoir properties, and hence areas of migration and the situation of hydrocarbon deposits.The article presents the results of a study of the structure and formation conditions of formation BP17 Vyngayakhinskoye field. The structural material characteristics Achimov sequence, typing rocks upon which featured on the primary highlights the main lithological and genetic types. In the study of the next hierarchical level set of structural and genetic types of layers, and transgressive-regressive trend. As a result of the formation of deposits typing BP17 allocated 4 structural genetic type of layers, which are deposits of deepwater and shallow shelf. Identified the core with well logging methods for each type of set characteristic, which permitted a genetic interpretation for wells passed without core recovery. For formation BP17 correlation held deposits and built paleogeographic profiles, which marked a regressive maximum. On the basis of a narrow time slice created paleomap which refined with geophysical research foundation operating the wells.Analysis of sediments and structure formation BP17 Vyngayakhinskoye field showed that its formation occurred in deep-water conditions in the area of the shallow and deep shelf. The demolition of material was carried from the east and south-east. Collector formed the advanced part of the delta, and confining beds - sediments distal zones tempestites and silts.

Хасанова К. А.,ФГБОУ ВПО Национальный

минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург,

Российская Федерация

K.A. Khasanova,FSBEI HPE National Mineral Resources

University (Mining University),Saint-Petersburg,


Ключевые слова: керн, структурно-генетиче-ский тип слоя, электрометрические модели фаций, обстановка осадконакопления, авандельта, глубоко-водный шельф, палеогеография, коллектор.

Key words: core, structural-genetic type of layer, electrometric model facies, enviroments, delta, deep shelf, paleogeography, collector.

Исследование отложений ачимовской толщи Вынгаяхинского месторождения Западной Сибири на примере пласта БП17 позволило произвести оценку терригенных отложений, которые являются перспек-тивными для поиска и разведки залежей углеводоро-дов. Повышение эффективности добычи горючих полезных ископаемых на этой территории требует


2014, т. 12, № 2

детальной корреляции отложений, дополнительного изучения и выявления перспективных интервалов.

Изучаемая территория разбурена в достаточной степени, но многие из имеющихся скважин прой-дены с отбором шлама, либо с поинтервальным извлечением керна. С другой стороны территория хорошо изучена методами геофизики как скважин-ной, так и площадной, которая способна дать объ-емную модель изучаемых толщ. Генетическая характеристика кернового материала и его последу-ющая увязка с данными геофизических исследова-ний [1] позволили произвести детальную корреляцию и уточнить строение объекта.

Цель работы заключается в установлении обста-новок осадконакопления, изучении особенностей строения и последующего создания модели форми-рования ачимовской толщи на территории Вынгаяхинского нефтяного месторождения.

Задачи исследования:1. Структурно-генетический анализ керна (мине-

рально-петрографическая характеристика, грануло-метрический анализ, выделение генетических типов пород по первичным признакам, выделение струк-турно-генетических типов слоев), направленный на литологическую характеристику разреза.

2. Корреляция отложений пласта БП17, анализ трансгрессивно-регрессивного хода осадконакопле-ния и выявление полных вертикальных и латераль-ных последовательностей.

3. Составление палеогеографической карты для установленных циклов осадконакопления, построе-ние карты изопахит и анализ динамики структурных поверхностей.

В качестве фактического материала использован керн 4х скважин (более 100 м), интерпретация гео-физических исследований скважин (ГИС) (более 500 шт.), вскрывших пласт БП17 на Вынгаяхинском месторождении, а также данные сейсмического про-филирования.

Методика исследования основана на применении структурно-генетического анализа, который вклю-чает в себя следующие этапы.

1. По первичным признакам пород и особенно-стям изменения их гранулометрического состава в вертикальном сечении выполнена структурно-гене-тическая типизация слоев и сделаны выводы об условиях их формирования.

2. Установлены трансгрессивно-регрессивные вертикальные последовательности слоев.

3. В совокупности с методами геофизических исследований скважин выполнена корреляция отло-жений и анализ вертикальных последовательностей. Проведено изучение трансгрессивно-регрессивного хода процесса осадконакопления.

4. По полученному регрессивному максимуму составлена палеогеографическая карта. Проведен

анализ мощностей песчаников, который позволил уточнить развитие и области распространения обста-новок осадконакопления.

Вынгаяхинское месторождение расположено в юго-западной части Пурпейского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области Западно-Сибирского осадочного бассейна.

Пласт БП17 залегает в пределах ачимовской толщи сортымской свиты берриас-валанжинского возраста. Данные отложения представлены чередо-ванием песчаников, алевролитов и аргиллитов и характеризуются клиноформным строением [2], а также невыдержанностью по простиранию.

Проведена структурно-вещественная характе-ристика пород, благодаря которой установлено, что сортировка материала преимущественно хорошая, реже встречается средняя. Кварц чистый с единич-ными включениями пелитовой размерности, с про-стым и волнистым угасанием, представлен в виде относительно изометричных, частично удлинен-ных зерен, полуугловатых и полуокатанных. Полевые шпаты (ПШ) представлены плагиокла-зами и калиевыми полевыми шпатами – таблитча-тыми и изо метричными зернами, угловатыми, реже по лу окатанными. Они изменены в слабой или сред-ней сте пени (в результате пелитизации, серицити-зации). В ПШ хорошо видна спайность и по ли синтетические двойники: у плагиоклазов по аль битовому закону, у калиевых полевых шпатов (мик роклинов) – по нескольким законам в виде мик-ро клиновой решетки. Вторичные изменения по ле-вых шпатов наблюдаются в виде небольшого ко личества чешуек серицита, глинистого веще-ства [3].

Обломки пород – кварциты, кремнистые сланцы. Слюда представлена биотитом, как правило, в раз-личной степени изменённым (деформированным, гидратированным и хлоритизированным) и муско-витом. Акцессорные минералы представлены апати-том, турмалином, цирконом, гранатом. Лейкоксен проявляется в виде плёнок, примазок, сгустков, содержание его, в целом по шлифам, не превышает 1%. Аутигенные минералы представлены зернами пирита.

Глинистый цемент преимущественно пленочно-порового, порового типа, хлоритового и каолинито-вого состава.

Изучение вторичных преобразований минераль-ной части пород позволяет реконструировать не которые постседиментационные процессы, про те-кавшие в песчаниках и алевролитах сортымс кой свиты. Так, хорошим показателем степени преоб-разования является состояние слюд, встречающихся среди обломочных компонентов. Пластинки биотита сохранились относительно хорошо, хотя чаще всего они несколько смяты, изогнуты. Лишь в отдельных


2014, т. 12, № 2

случаях наблюдается некоторое расщепление по тре-щинкам спайности.

В изученных породах довольно часто встречается каолинит. Образование каолинита происходит в результате взаимодействия глинозема и кремнезема в пористых, проницаемых терригенных породах при фильтрации сквозь них кислых вод. Описанный характер преобразования слюд (мусковит, биотит) и кристаллизации каолинита, отсутствие регенерации кварца свидетельствует об относительно невысокой степени катагенеза пород.

По первичным признакам пород (вещественный состав, структура, текстура, минеральные включе-ния, ихнофоссилии, органические остатки) по от ложениям пласта БП17 выделено 8 ли то лого-генетических типов пород, относящиеся к трем комплексам отложений (глубоководный шельф, мелководный шельф и комплекс биотурбитов) и к трем группам (алевро-пелиты, алтерниты и псе-фито-псаммиты).

Различные комбинации литолого-генетических типов пород являются основой для структурно-гене-тических типов слоев. При изучении объекта иссле-дования выделено 4 структурно-генетических слоя, которые относятся к двум комплексам отложений

(глубоководный и мелководный шельф) и трем груп-пам (рисунок 2).

Каждый структурно-генетический тип слоя характеризуется особым набором признаков и усло-виями формирования:

XA – алевро-аргиллит темно-серый, слоистость горизонтальная, намечаемая плитчатым расколом породы. По всему слою встречаются желваковые стяжения сульфидов, содержит небольшое количе-ство морской фауны. Мощность типа в описанных интервалах составляет от 0,3 до 9 м. Можно предпо-ложить, что формирование слоя происходило в зоне глубоководного шельфа, расположенной ниже базы волнений;

YB-I – линзовидно-полосчатое чередование пес-чаников тонкозернистых светло-серых, алевролитов серых и аргиллитов темно-серых. Доля и мощность слойков песчаника увеличиваются к кровле. Мощность типа в описанных интервалах составляет от 0,4 до 8 м. Вероятно, накопление слоя происхо-дило в пределах открытого шельфа в зоне эффектив-ного воздействия волнений, благодаря штормовой мобилизации вещества у берега и его сортировке под действием возвратно-поступательных движений придонных вод (приливно-отливная зона). При этом возникала серия небольших подводных песчаных валов, между которыми располагались заиливающи-еся впадины. Представляет комплекс отложений активной зоны мелководного шельфа, лоскутные пески;

YB-II – линзовидно-полосчатое чередование пес-чаников тонкозернистых светло-серых, алевролитов серых и аргиллитов темно-серых. Доля и мощность слойков песчаника сокращаются к кровле. Мощность типа в описанных интервалах составляет от 0,4 до 8 м. По всей вероятности, формирование слоя проис-ходило в пределах открытого шельфа в зоне эффек-тивного воздействия волнений, благодаря которым возникала серия подводных песчаных валов, между

Рисунок 1. Алевролит крупнозернистый аркозовый. Структура алевритовая крупнозернистая. Видны: обломки пород, кварца, ли-сточки биотита, рассеяная органика. Цемент каолинит-хлорит-карбонатный, пленочный и пленочно-поровый. Николи || (слева) и + (справа). Вынгаяхинское месторождение, пласт БП17, глубина отбора 2896,5 м

Рисунок 2. Структурно-генетические типы слов пласта БП17


2014, т. 12, № 2

которыми располагались заиливающиеся впадины. Представляет комплекс отложений активной зоны мелководного шельфа, лоскутные пески [7];

YC-V – алевролит крупнозернистый до песча-ника мелкозернистого, гранулометрический макси-мум неявный в средней части слоя. Слоистость крайне неотчетливая, сортировка хорошая. Органика почти отсутствует, встречается редкорассеяный рас-тительный аттрит. Анализ формирования отложений приводит к выводу, что он накапливался при выдви-жении авандельты. Мощность типа в описанных интервалах составляет от 0,4 до 44 м. является кол-лектором.

По своему генезису слой является продолжением лопасти дельты, однако не несет гранулометрической последовательности увеличения размерности частиц от подошвы к кровле и не имеет такого значительного количества органики. По месту расположения вблизи и частично находится на глубоководном шельфе, что может говорить о турбидитовом генезисе. Но в типе YC-V не встречена градационная расслоенность, кото-рая характерна для турбидитов. По гранулометриче-ской характеристике (максимум грансостава в средней части слоя) очень близок к отложениям пояса подво-дных валов, но в нем не выделено крупнозернистых песчаников, характерных для аккумулятивных форм активного мелководного шельфа. Кроме того, их тек-стуры различны, для подводных валов характерна косая разнонаправленная слоистость, а у YC-V крайне неотчетливая волнистая. Тип YC-V залегает на поверх-ности пояса лоскутных песков (дальняя часть мелко-водного шельфа) и частично перекрывает отложения пояса дистальных темпеститов и илов (глубоководный

шельф). В большей степени тип расположен в зоне мелководного шельфа, хоть и в дистальной его части, и поэтому правомерно его относить к зоне XY.

Проведена корреляция отложений пласта БП17 Вынгаяхинского месторождения, на основании кото-рой построено три палеогеологических профиля, один из них представлен на рисунке 3.

Анализ палеопрофилей показал, что формирова-ние пласта БП17 ачимовской толщи на территории Вынгаяхинского месторождения происходило в зоне XY. Здесь за счет большой энергии сноса терриген-ного материала проградировала авандельта, которая интенсивно продвигалась вглубь шельфа в северо-западном направлении. Во время этого движения отложения дистальной части дельты как бы «соскре-бали» нижележащие алтерниты пояса лоскутных песков и дистальных темпеститов, образуя тем самым деформации сдвига и смятия.

Анализ цикличности показал, что пласт сформи-рован в результате одного регрессивного цикла. Флюидоупорами в нем служат отложения глубоковод-ного шельфа, а потенциальным коллектором являются отложения мелководного и глубоководного шельфа, в частности, передовой части дельты.

Сформирована предварительная литолого-фаци-альная схема пласта, основанная на изучении керно-вого материала и проведенной систематизации неоднородности пласта по профилям. В результате построения схемы выделяются приблизительные гра-ницы областей распространения обстановок осадко-накопления.

Рисунок 3. Палеогеологический профиль пласта БП17 Вынгаяхинского месторождения (скважинам присвоены условные номера)


2014, т. 12, № 2

Количество скважин с керном недостаточно для построения адекватной модели пласта, поэтому для уточнения его строения применяется методика выде-ления электрометрических моделей фаций (ЭМФ) [4]. В результате применения ЭМФ повышается деталь-ность изучения пласта, количество точек наблюдения увеличивается с 7 (разведочные скважины с керно-вым материалом) до 500 (благодаря привлеченному эксплуатационному фонду). На основе сопоставле-ния кривых каротажа самопроизвольной поляризации с литолого-генетическими типами пород выделены генерализованные формы кривых для различных обстановок осадконакопления (рисунок 4).

Метод самопроизвольной поляризации (ПС) позволяет производить литологическое расчленение разрезов скважин. Обычно, наибольшая амплитуда потенциала ПС наблюдается напротив чистых песча-ных пластов-коллекторов, а с увеличением их глини-стости амплитуда уменьшается. Таким образом, кривая самопроизвольной поляризации может являться надежным средством выделения в терриген-ном разрезе проницаемых песчаных пластов [6].

При подобной интерпретации на эксплуатацион-ном фонде скважин важно учитывать такие детали,

как мощность слоев, описанных по керну, а также зна-чения аномалии кривой ПС. В ряде случаев можно заметить, что на профилях песчаные тела, интерпре-тируемые как авандельта, соответствуют низким зна-чениям записи ПС. Анализ сопоставления выделенных типов слоев и каротажа позволяет сделать вывод о том, что низкие значения самопроизвольной поляри-зации будут соответствовать маломощным песчаным телам. В некоторых скважинах эффективность исполь-зования одного метода каротажа минимальна, поэтому для интерпретации обстановок осадконакопления применяются методы радиоактивного каротажа: гамма-каротаж (ГК) и нейтронный гамма-каротаж (НГК).

При сопоставлении обстановок осадконакопле-ния и кривых ПС выделены следующие характерные формы:

В зоне глубоководного шельфа кривая имеет форму вертикальной линии, отмечаются значения вдоль лини глин, аномалия кривой ПС приблизи-тельно равна 0,1;

В поясе лоскутных песков на регрессивной фазе кривая имеет слабые амплитуды, подошвенная часть

Рисунок 4. Сводная таблица форм кривых ПС и обстановок осадконакопления пласта БП17 Вынгаяхинского месторождения


2014, т. 12, № 2

располагается вблизи линии глин, аномалия кривой ПС находится в диапазоне 0,2-04;

В поясе лоскутных песков на трансгрессивной фазе кривая имеет схожие амплитуды, кровельная часть располагается вблизи линии глин, аномалия кривой ПС находится в диапазоне 0,2-04;

Передовая часть дельты (авандельта), характери-зуется высокими значениями самопроизвольной поляризации и имеют форму цилиндра либо коло-кола, значения аномалии кривой составляют 0,4–0,8.

В пласте БП17 Вынгаяхинского месторождения выделен один регрессивный максимум, по которому построена палеосхема и проведен анализ распреде-ления мощности песчаников (рисунок 5). Песчаные толщи с наибольшими мощностями выявлены в вос-точной и северо-восточной частях, где достигают 44 м.

Формирование пласта БП17 Вынгаяхинского месторождения происходило путем выдвижения авандельты в зону глубоководного шельфа. По изо-линиям песчаных толщ видно, что снос материала происходил с востока. Разности авандельты выдви-гались по низкому склону за счет действия изостазии и подводных течений, возможно, что на движение осадка влияли и штормовые явления. В результате чего возникали синседиментационные структуры деформаций – оползания и смятие.

На схеме видно, как расположены депоцентры авандельты, такое формирование обусловлено фак-торами уплотнения нижележащих глин, а также

из-за быстрого осадконакопления в лопасти дельты, которое инициировало изостазию [5].

По отложениям пласта БП17 проведена струк-турно-вещественная характеристика, которая позво-лила выделить аркозовый состав песчаников и хорошую степень сортированности материала. По первичным признакам пород установлено 8 литоло-го-генетических типов пород, комбинации которых являются основой для 4 структурно-генетичес ких типов слоев. Они относятся к двум комплексам от ложений: глубоководный и мелководный шельф.

Проведено изучение современных седиментаци-онных моделей и выбрана одна, наиболее подходя-щая, которая могла бы охарактеризовать условия формирования пластов ачимовской толщи на терри-тории Вынгаяхинского месторождения (рисунок 6). На модели показано как передовая часть дельты про-градирует вглубь шельфа.

Рисунок 6. Седиментационная модель дельты [9]

Обзор современных природных объектов позво-лил выделить в качестве современного аналога Мексиканский залив (рисунок 7). На снимке со спут-ника отчетливо видно как выдвигалась дельта, какую морфологию имеют ее тела, и как расположены ее депоцентры. Согласно исследованиям третичных отло-жений побережья Мексиканского залива установлено, что при достижении склона дельты испытывали син-седиментационные разрывные нарушения и наслаива-лись друг на друга, образуя депоцентры [5].

ВыводыОсуществлена интерпретация геофизических

исследований скважин, на основании которой про-ведена генетическая привязка к методам ГИС. Установлены обстановки осадконакопления по гео-физическим данным всего эксплуатационного фонда скважин в интервале пласта БП17 Вынгаяхинского месторождения.

Палеогеографические реконструкции показали, что формирование пласта БП17 Вынгаяхинского месторождения происходило в глубоководных усло-виях. Таким образом, коллектор пласта БП17 сформи-

Рисунок 5. Палеокарта по регрессивному максимуму пласта БП17 Вынгаяхинского месторождения


2014, т. 12, № 2

рован передовой частью дельты, флюидоупорами являются отложения, образовавшиеся в поясе илов.

Построение палеокарт может существенно помочь в решении важных промысловых задач, таких как:

- выбор оптимального способа разработки за лежей с наиболее эффективным извлечением угле водородов, т.к. выявление обстановок осад ко-накопления позволяет выявить фациальную не однородность пласта;

- уточнить пространственное положение коллек-тора в зонах, где отсутствует бурение;

- уточнить сведения о запасах углеводородов; - повысить эффективность извлечения трудноиз-

влекаемых запасов УВ. Исследование нижнемеловых отложений Вын-

гаяхинского месторождения Западной Сибири позво-лило произвести оценку терригенных отложений, которые являются перспективными для поиска и раз-ведки залежей углеводородов.

Рисунок 7. Авандельта реки Миссисипи, Северная Америка


1 Белозеров В.Б. Роль седиментаци-онных моделей в электрофациальном ана-лизе терригенных отложений // Известия Томского политехнического университета. 2011. Т. 319. № 1. С. 116-123.

2 Бородкин В.Н., Курчиков А.Р. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи севера Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2010. 286 c.

3 Мизенс Г.А. Изучение осадочных пород в шлифах. Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2006. 86 с.

4 Муромцев В. С. Электро мет-рическая геология песчаных тел - литоло-гических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. 260 с.

5 Обстановки осадконакопления и фации / Под ред. Х. Г. Рединга: Пер. с англ. М.: Мир, 1990. Т. 1. 352 с;.

6 Сковородников И. Г. Геофизические исследования скважин: курс лекций. Екатеринбург: УГГГА, 2003. 294 с.

7 Шишлов С.Б. Структурно-генетический анализ осадочных форма-

ций. СПб.: С.-Петерб. Горн. Ин-т., 2010. 276 с.

8 Обстановки осадконакопления и фации / Под ред. Х. Г. Рединга: Пер. с англ. М.: Мир, 1990. Т . 2. 384 с.

9 Einsele G. Sedimentary basins: Evolution, facies and sediment budget. Springer, 2000. 792 p.

REFERENCES1 Belozyorov V.B. Rol se dimen-

tatsionnyih modeley v elektro fatsialnom analize terrigennyih otlozheniy // Izvestiya Tomskogo politehnicheskogo universiteta. 2011. T. 319. №1. S. 116-123. [in Russian].

2 Borodkin V.N., Kurchikov A.R. Geologicheskoe stroenie i perspektivyi neftegazonosnosti achimovskoy tolschi severa Zapadnoy Sibiri. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, 2010. 286 s. [in Russian].

3 Mizens G.A. Izuchenie osadochnyih porod v shlifah. Ekaterinburg: Izd-vo UGGU 2006. 86 s. [in Russian].

4 Muromtsev V.S Elektrometricheskaya geologiya peschanyih tel - litologicheskih lovushek nefti i gaza. L.: Nedra, 1984. 260 s. [in Russian].

5 Obstanovki osadkonakopleniya i fatsii / Pod red. H. G. Redinga: Per. s angl. M.: Mir, 1990. T. 1. 352 s. [in Russian].

6 Skovorodnikov I. G. Geofizicheskie issledovaniya skvazhin: Kurs lektsiy. Ekaterinburg: UGGGA, 2003. 294 s. [in Russian].

7 Shishlov S. B. Strukturno-gene-ticheskiy analiz osadochnyih formatsiy. SPb.: S.-Peterb. Gorn. In-t., 2010. 276 s. [in Russian].

8 Obstanovki osadkonakopleniya i fatsii / Pod red. H. G. Redinga: Per. s angl. M.: Mir, 1990. T. 2. 384 s. [in Russian].

9 Einsele G. Sedimentary basins: Evolution, facies and sediment budget. Springer, 2000. 792 p.[in English].

Хасанова К.А., аспирант кафедры «Историческая и динамическая геология», ФГБОУ ВПО Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург, Российская Федерация

K. A., Khasanova, Postgraduate Student of the Chair «Historical and Dynamic Geology», FSBEI HPE National Mineral Resources University (Mining University), Saint Petersburg, the Russian Federatione-mail: [email protected]


2014, т. 12, № 2

УДК 622.24 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ПРОЧНОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ ANALYSIS OF THE TEMPERATURE EFFECT ON THE STRENGTH OF CEMENT STONE

Твердение тампонажных материалов в высоко - температурных условиях глубо-ких скважин неизбежно сопровождается снижением прочности, ростом прони-цаемости цементного камня и потерей изоляционных свойств. Причём, чем выше температура, тем быстрее в камне происходят деструктивные явления, обусловленные термической коррозией, основой которой является перекристал-лизация продуктов твердения. В статье приведен краткий анализ фазового состава и продуктов твердения портландцемента, образующихся при температурах от 20 до 200 °С. Снижение прочности цементного камня при температурах 20-75 °С, связывается с внутри-фазовой перекристаллизацией, а быстрое снижение прочности при температу-рах более 100 °С связано с межфазовой перекристаллизацией высокоосновных продуктов твердения.Показано, что температуры 110 и 150 °С являются двумя критическими точками температуры начала спада прочности цементного камня. Наиболее эффективным способом предупреждения термической коррозии явля-ется уменьшение С/S в самом цементе. Рассмотрена прочность продуктов твер-дения цементов с добавкой 30% молотого песка при различных температурах.При температурах 110-150 °С на начальном этапе набор прочности камня из цементно-песчаных цементов связан с гидратацией клинкерных минералов, поскольку скорость реакции между кварцевым песком и гидроксидом кальция замедлена. Именно гидратация цемента является причиной первоначального повышения прочности цементного камня. При более высоких температурах твердения цементо–песчаных цементов набор прочности связан с тем, что в пределах температур 160-200 °С, скорость реак-ции кварцевого песка с гидроксидом кальция ускоряется, и приближается к скорости процесса гидратации цемента. При температуре 190 °С, уже через 12-15 часов прочность камня из цементно-песчаных смесей снижается, что может свидетельствовать о незавершенности процессов перекристаллизации в затвердевшем камне, из-за недостатка кремне-земистого компонента, и образование на первой стадии твердения высокооснов-ных продуктов твердения, которые начинают переходить в низкоосновные. Это свидетельствует о необходимости учета стадийности образования низкооснов-ных продуктов в процессе гидратации и твердения цементов с добавкой кремне-земистых компонентов.

In deep wells, cement materials maturing at high temperatures inevitably accompanied by a decrease in its strength and increase in permeability of cement stone and isolating properties loss. The higher temperature, the faster destructive effects, specified by thermic corrosion, which basic is maturing products recrystallization, run in stone.The paper presents a brief analysis of the composition and properties of the maturing products formed at temperatures from 20 to 200 °C. Cement stone durability decreasing at temperatures from 20 to 75 °C binds with intra-phase recrystallization, and fast durability decreasing at temperatures above 100 °C binds with inter-phase high-basic products of maturing recrystallization. There are two critical temperature points at 100 °С and 150 °С showing cement stone durability decreasing start.The most effective the rmic corrosion prevention method is C/S reducing directly in cement. Cement products of maturing durability with 30% of milled sand addition at different temperatures is considered. On initial stage at temperatures from 110 to 150 °С stone of cement-sand cements curing binds with clinker materials hydration, because quartz sand and calcium hydroxide reaction speed became slower. Cement hydration is the cause of initial cement stone durability increasing.At cement-sand cements higher maturing temperatures curing bends with the fact that at temperatures from 160 to 200 °C quartz sand reaction speed is increasing and coming near cement hydration process speed.Stone of cement-sand cements’ durability decreases at temperature 190 °C already after 12-15 hours, what can argue about incomplete recrystallization processes in hardened stone because of lack of silica component and high-basic products of maturing formation on first maturing stage, which start transferring to low-basic products of maturing. These facts argue about low-basic products formation staging accounting necessity in hydration process and in cement with silica components addition maturing process.

Агзамов Ф.А., У Ди, Ли Юйфэй, Хабиров М.Н.,ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа, Российская Федерация

F.A. Agzamov, Wu Di, Li Yufei, M.N.Xabilov,FSBEI НРЕ «Ufa State Petroleum Technological University», Ufa, the Russian Federation


2014, т. 12, № 2

Ключевые слова: высокотемпературный цемент, фазовые превращения, термическая коррозия, основ-ность продуктов твердения, гидросиликаты кальция, состав продуктов твердения.

Key words: high-temperaturecement, phase transformations, thermic corrosion, maturing products basicity, calcium hydrosilicates, maturing products composition.

Расширение зон поиска углеводородов и разви-тие технологии разведочных работ неизбежно сопро-вождается бурением скважин в более экстремальных районах и на больших глубинах. В этих условиях особые требования предъявляются к применяемым тампонажным материалам. В глубоких скважинах цемент твердеет при высокотемпературных усло-виях, что всегда сопровождается снижением проч-ности цементного камня, повышением его проницаемости и потерей изоляционных свойств. Причём, чем выше температура, тем быстрее в камне происходят деструктивные явления. Поэтому одной из важнейших проблем цементирования высокотем-пературных скважин является обеспечение физико-механических и изоляционных свойств цементного камня, твердевшего при высоких температурах.

Снижение прочности и повышение проницаемо-сти камня при высоких температурах обусловлено термической коррозией.

В основе данных явлений лежит термическая коррозия цемента, суть которой состоит в перекри-сталлизации продуктов твердения [1, 2, 3, 4].

Обязательным условием протекания процесса термической коррозии является присутствие жидкой фазы (воды), благодаря которой происходит пере-кристаллизация. Механизм перекристаллизации заключается в том, что неустойчивые соединения растворяются в жидкой фазе и из нее выкристалли-зовывается более устойчивые, имеющие большие размеры и, соответственно, меньшее число контак-тов срастания между продуктами твердения.

При нормальной температуре процессы фазовых переходов замедлены, и в течение многих лет замет-ной перекристаллизации не происходит. При повы-шении температуры скорость перекристаллизации резко ускоряется. Именно эти процессы, происходя-щие в цементном камне, приводят к снижению его прочности и ухудшению других, технологически важных свойств.

По данным [2] возможны два вида перекристал-лизации. Первый – перекристаллизация внутрифа-зовая, при которой, образовавшие во время твердения цемента, мельчайшие продукты твердения (напри-мер, гидросиликаты кальция), начинают укруп-няться. При этом происходит растворение мелких, термодинамически малоустойчивых кристаллов, и укрупнение других, первоначально более крупных,

т.е. идет самопроизвольный процесс сокращения удельной поверхности твердой фазы без изменения ее состава.

В первую очередь растворяются контакты сра-стания и продукты твердения, имеющие искажен-ную кристаллическую решетку и поэтому, яв ляющиеся термодинамически менее устойчи-выми по сравнению с кристаллами тех же разме-ров, образовавшимися в условиях свободного роста, и имеющими бездефектную структуру. Данные про-цессы протекают и при обычных температурах, однако их скорость мала. Кроме того, падение проч-ности компенсируется за счет гидратации неизрас-ходованного цемента, остающегося в камне.

Другой вид перекристаллизации – межфазовая, заключающаяся в том, что на первом этапе тверде-ния в цементном камне образуются термодинамиче-ские неустойчивые фазы, которые при определенных условиях начинают растворяться и на их основе начинают образовываться новые более устойчивые соединения.

Межфазовая перекристаллизация приводит к образованию кристаллических соединений иного состава и иной кристаллической структуры. Наибольшую склонность к внутрифазовой перекри-сталлизации имеют высокоосновные гидросиликаты кальция. Чаще всего, именно этим видом перекри-сталлизации объясняется снижение прочности и повышение проницаемости цементного камня.

В частности, по данным [2], медленное снижение прочности цементного камня при температурах 20-75 оС, в основном, связывается с укрупнением кристаллов, а быстрое снижение прочности при температурах более 100 оС с межфазовой перекри-сталлизацией высокоосновных продуктов тверде-ния. Цепочка фазовых переходов при межфазовой перекристаллизации может быть достаточно длин-ной.

Поскольку каждая новая фаза начинает образо-вываться при меньших степенях пересыщения, чем предыдущая фаза, то, возникшие кристаллы явля-ются более крупными. Известно, что размер заро-дыша новой фазы, который может устойчиво существовать в растворе, определяется уравнением:

, (1)

где: rКР – устойчивый критический размер заро-дыша;

М – молекулярная масса образовавшегося заро-дыша;

σ – поверхностное натяжение на поверхности раздела фаз;

Т – температура, оК;R – универсальная газовая постоянная;α – степень пересыщения раствора.


2014, т. 12, № 2

Фазовые переходы сопровождаются изменени-ями объёма твердой фазы от ступени к ступени:

С2SH2 C2SH(A) CSH(B)

тоберморит ксонотлит,где над стрелками показаны значения отношений

объёмов последующей фазы к объёму предыдущей. Кроме того, каждая последующая фаза, кроме СSH(В), представлена более крупными кристал-лами, которые имеют меньшее число контактов сра-стания между собой и прочность цементного камня должна обязательно снижаться [5].

Наиболее устойчивы к межфазовой перекристал-лизации низкоосновные соединения, в которых отношение С/S<1,2.

Следовательно, при креплении высокотемпера-турных скважин (Т ≥ 100 оС) необходимо применять тампонажные материалы, состоящие из низкооснов-ных гидросиликатов кальция, являющихся термо-стойкими соединениями.

Анализируя продукты твердения различных цементов, можно говорить, что соотношение CaO к SiO2(С/S) по молекулярной массе является основ-ным критерием оценки качества высокотемператур-ного цемента.

Поскольку доля силикатных клинкерных мине-ралов (C3S, C2S) в цементе составляет более 80%, то именно продукты твердения этих минералов будут определять термическую стойкость цементного камня.

Относительно фазового состава продуктов твер-дения цементов, образующихся при различных тем-пературах, можно отметить следующее[5, 6, 7].

При обычных температурах и концентрациях Са(ОН)2 в жидкой фазе от 0,05 до 1,0 -1,1 г/л, что соответствует гидратации бездобавочного цемента, гидратация C3S приводит к образованию гидросили-катов кальция переменного состава (0,8-1,5)CaО-SiO2-(1-2,5)Н2О.

При этом, чем меньше концентрация СаО в жид-кости затворения, тем меньше основность образую-щегося гидросиликата кальция. Данный гидросиликат по классификации X. Тейлора [6], обо-значают С-S-Н(I), а по классификации Р. Богга – CSH(В). При гидратации C3S при любых температурах в качестве продукта гидратации всегда присутствует гидроксид кальция Са(ОН)2, кристал-лизация которого также вносит вклад в получение прочного камня.

При концентрациях Са(ОН)2 в жидкой фазе, соот-ветствующих полному насыщению, особенно при пониженных температурах, когда растворимость гидроксида кальция возрастает (например, до 1,25 г/л СаО при 10 °С), трехкальциевый силикат C3S гидратирует с образованием метастабильного, но более закристаллизованного гидросиликата кальция состава (1,5-2)CaO-SiО2-H2O.

По X.Тейлору, он обозначается формулой С-S-Н(II), а по Р. Боггу- C2SH2. Повышение температуры твердения суспензии портландцемента до 30-50 оС, снижающая концентрацию Са(ОН)2 в жидкости ведет к преимущественному образованию в цемент-ном тесте гидросиликата кальция состава 3CaO-2SiО2-3H2О (C3S2H3), относящегося, по X. Тейлору, к группе С-S-Н(I) или, по Р. Боггу, к CSH(В).

Гидросиликаты кальция группы CSH(B) [С-S-Н(I), по X.Тейлору] имеют слоистую кристалличе-скую структуру и могут содержать разное количество молекул Н2О (2,5; 1; 0,5), которое размещается между слоями кристаллической решетки и может испаряться из межплоскостного пространства и вновь внедряться в него. Указанные процессы ведут к усадке или набуханию кристаллической решетки.

Гидросиликаты кальция, обозначаемые по X.Тейлору, С-S-Н (I) и C-S-Н (II) или по Р.Боггу CSH (В) и C2SH2, из-за слабой закристаллизованости ,называют гелевой фазой или просто «гелем» с общим обозначением С-S-Н.

Гидратация трехкальциевого силиката при тем-пературах (50-100 оС) приводит к образованию тех же гидросиликатов кальция типа CSH (В) и частично C2SH2 [или С-S-Н (I) и С-S-Н (II), по X.Тейлору]. Эти же гидросиликаты при соответствующих концентра-циях Са(ОН)2 в жидкой фазе образуются и при вза-имодействии двухкальциевого силиката с водой. При этом параллельно с гелем гидросиликатов выделя-ется Са(ОН)2, но в значительно меньшем количестве, чем при гидратации C3S.

При температурах 90-160 оС при гидратации трехкальциевого силиката C3S наиболее вероятно образование гидросиликата кальция C2SH (A)[(α-гидрат C2S)], а при гидратации двухкальциевого силиката C2S чаще образуется C2SH (В)[(β-гидрат C2S)].

Состав гидросиликатов кальция при температу-рах выше 90 оС существенно зависит от количества кремнезема в составе вяжущего и от его активности, которая, в свою очередь, определяется дисперсно-стью и аморфностью кремнезема [8].

При высоком содержанием СаО в вяжущем, что характерно для портландцемента, возникает α-гидрат C2S, по X. Тейлору, [C2SH (А), по Р.Боггу], а при повышении доли кремнезема в цементе более веро-ятно образование С-S-Н (I) и С-S-Н (II) [по Р. Боггу, CSH (В) и C2SH2].

Образование низкоосновных гидросиликатов кальция приводит к повышению прочности цемент-ного камня. При возникновении же высокоосновных соединений (α-гидрат С2S) прочность камня стано-вится меньше.

Аморфное строение и высокая удельная поверх-ность низкоосновной фазы CSH(II), является весьма полезным свойством для цементирования скважин в нормальных условиях.


2014, т. 12, № 2

При повышении температуры твердения до 110 °C, фаза C-S-H становится всё более и более кри-сталлической, но сохраняет свою общую структуру и свойства. Когда температура превышает 110 °C, другая фаза,α-гидрат C2S становится устойчивой и заменяет C-S-H. При превращении C-S-H в α-гидрат C2S увеличивается проницаемость цементного камня и падает его прочность.

В тоже время остается нерешенной проблема сохранения стабильности свойства цементного камня в процессе его твердения в высокотемператур-ных условиях.

В работе [9] приведены результаты специальных экспериментов, показавших некоторые закономер-ности падения прочности цементного камня при высоких температурах и подтверждающих, рассмо-тренные выше, закономерности.

Исследования проводились по стандартным методам API.

На рисунке 1 показано изменение прочности цементного камня твердевшего 24 и 48 часов при различных температурах в термовлажных условиях.

С повышением температуры твердения в оба исследованных срока твердения наблюдается паде-ние прочности цементного камня, причём на кривых ясно выделяются две точки спада температуры, а именно 110 и 150 оС. Если при температуре 110 оС происходит небольшое снижение прочности камня (в пределах 10-15%) и затем наблюдается некоторая стабилизация прочности, то после 150 оС начинается монотонное снижение прочности камня при повы-шении температуры твердения.

Авторы [9] считают, что 110 и 150 оС являются двумя критическими точками температуры начала спада прочности цементного камня.

Рисунок 1. Влияние температуры на прочность цементного камня

Результаты, приведенные на рисунке 2, свиде-тельствуют, что при температурах ниже 100 оС, с увеличением времени твердения прочность цемент-ного камня достигает наиболее высоких значений и стабилизируется на этом уровне. Время достижения максимально стабильных значений прочности камня при температурах 80-100 оС составляет около 15-20 часов.

Рисунок 2. Изменение прочности цементного камня при тверде-нии в различных температурных условиях

Следует отметить, что эти данные получены для конкретного вида цемента и водоцементных отноше-ний и, поэтому изменение любого из этих факторов может сдвинуть временную границу получения мак-симальных прочностей камня в большую или мень-шую сторону. В то же время, эти результаты еще раз подтверждают нецелесообразность применения чистого портландцемента при температурах выше 100 оС.

Для температуры 110 оС после 48 часов тверде-ния, кривая прочности начинает плавно стабилизи-роваться. Это может говорить о том, что гидратация цементного камня достигла максимального значе-ния, и полностью отражает эффект влияния темпе-ратуры на скорость процесса гидратации цементного камня.

При превышении температуры твердения 110 оС, кривые изменения прочности явно имеют тенден-цию снижения. Причем, с повышением температуры начало снижения прочности камня начинается раньше.

Подобные результаты отмечались и в исследова-ниях В.С.Данюшевского [2], фрагмент которых при-веден на рисунке 3.

№ кривой на рис.3

1 2 3 4 5 6

Давление, МПа 0,1 0,1 20 60 80 120

Температура, оС 22 75 120 160 200 300

Рисунок 3. Кривые изменения прочности цементного камня из портландцемента во времени при различной темпе-ратуре (В/Ц = 0,5) по данным [2]


2014, т. 12, № 2

В частности, им также зафиксировано начало снижения прочности камня при температуре 120 оС после 48 часов твердения.

Исследования [9] показали, что при температуре до 110 оС гидратация цементного камня формиру-ется C-S-H (II) или C2SH2по Р.Боггу, обладающие хорошей сетчатой структурой, положительно сказы-вающейся на прочности цементного камня.

Превращение, после температур 110 оС, гидроси-ликата CSH(II) в высокоосновный гидросиликат кальция (C2SH), кристаллизующийся в виде продук-тов большого размера и, образующийся в форме пла-стин в цементном камне, ослабляет его прочность из-за низкой прочности контактов. При этом возни-кает структура, обладающая относительно высокой проницаемостью.

Между тем, с повышением температуры испыта-ний повышается и степень совершенства получен-ных кристаллических гидратов, но поскольку совершенства ограниченны, то обезвоживание кри-сталлов и увеличение пористости существенно отра-жаются на прочности цементного камня.

Очевидным выводом из вышеприведенного ана-лиза является то, что прочность цементного камня тесно связана с гидратацией цемента при высокой температуре.

Наиболее эффективным способом предупрежде-ния термической коррозии является уменьшение С/S в самом цементе. На практике это можно достичь добавкой песка к цементу в количестве 40 - 45%, с таким расчетом, чтобы соотношение C/S продуктов гидратации приближалось к 1. Причем, по мнению [1], чем выше температура твердения, тем больше должна быть крупность песка. Роль песка (SiO2) сво-дится к связыванию свободного Са(ОН)2 и пониже-нию основности образующих продуктов твердения по уравнениям:

3СаО .SiО2 + Н2О → 3СаО . 2SiО2 . 3Н2О +

3Са(ОН)2SiО2 + Са(ОН)2 → xСаО.ySiО2

.z Н2О.Выше было показано, что при взаимодействии с

водой клинкерных минералов, например, трехкаль-циевого силиката (C3S), при любых температурах, всегда образуется свободный гидроксид кальция (Са(ОН)2), который взаимодействует с кремнеземом (SiO2), образуя новые продукты твердения – гидро-силикаты кальция. Поскольку при этом происходит убыль свободного Са(ОН)2, то образовавшиеся ранее высокоосновные гидросиликаты кальция (3СаО . 2SiО2

. 3Н2О) начинают гидролизоваться с выделе-нием Са(ОН)2. Известно, что высокоосновные гидросиликаты кальция (3СаО.SiО2

.3Н2О) устойчиво существуют только при наличии свободного Са(ОН)2.

Таким образом, SiO2 связывая Са(ОН)2, вызывает «разложение» высокоосновных гидросиликатов кальция с выделением свободного Са(ОН)2, который

связывается новыми порциями растворенного крем-незема.

Результаты исследований с добавкой 30% SiO2 в цемент, по материалам [9], показаны на рисунке 4.

Рисунок 4. Изменение прочности цементного камня с добавкой 30%SiO2 при различных температурах

Из рисунка 4 видно, что при температурах 110-150 оС набор прочности камня из цементно-песча-ных цементов можно разделить на два этапа, разделенных площадкой стабилизации прочности. На начальном этапе при температурах 110-150 оС, прочность камня связана с гидратацией клинкерных минералов, поскольку скорость реакции между квар-цевым песком и гидроксидом кальция замедлена. Это означает, что гидратация цемента является глав-ной причиной первоначального повышения проч-ности цементного камня. Второе увеличение прочности связано с получением продуктов тверде-ния в результате реагирования кварцевого песка и гидроксида кальция, образовавшегося при гидрата-ции цемента.

При более высоких температурах наблюдается быстрый темп набора прочности, который прекра-щается в течение 1-2 суток. Он связан с тем, что в пределах температур 160-200 оС, скорость реакции кварцевого песка с гидроксидом кальция ускоряется и приближается к скорости процесса гидратации цемента.

Обращает на себя внимание, что при температуре 190 оС, уже через 12-15 часов начинается снижение прочности камня из цементно-песчаных смесей. Некоторое снижение прочности в пределах 1 суток твердения, наблюдается и при температуре 160 оС. Это может свидетельствовать о незавершенности процессов перекристаллизации в затвердевшем камне, причем наиболее вероятной причиной ука-занного является недостаток кремнеземистого ком-понента и образование на первой стадии твердения высокоосновных продуктов твердения, которые начинают переходить в низкоосновные.

Это свидетельствует о том, что необходимо учи-тывать стадийность образования низкоосновных продуктов в процессе гидратации твердения цемен-тов с добавкой кремнеземистых компонентов.

Для получения высокопрочного термостойкого цементного камня важен учет предыстории образо-


2014, т. 12, № 2

вания термостабильных продуктов твердения. На первой стадии твердения большинства вяжущих всегда более вероятно образование высокоосновных продуктов твердения. В дальнейшем по мере взаи-модействия свободного гидроксида кальция со сво-бодным кремнеземом понижается основность ранее образовавшихся фаз, отщепляющих избыточный оксид кальция.

Таким образом, образованию термостабильных низкоосновных гидросиликатов кальция всегда предшествует появление высокоосновных. Эти явле-ния всегда сопровождаются потерей прочностных характеристик камня. Поскольку цепь фазовых пре-вращений является неизбежной, то исключить их опасные последствия можно ускорением фазовых переходов с тем, чтобы они проходили в наиболее ранние сроки твердения, когда структура камня еще эластичная и в меньшей степени «реагирует» на воз-никновение новой структуры [4].

Кроме того, причиной снижения прочности может явиться недостаток SiО2. По данным Данюшевского В.С. [2] количество песка в составе цемента должно быть не менее 40%.

Следует отметить, что в статье [8], графики из которой были подвергнуты анализу, нет данных об удельной поверхности песка, от которой суще-ственно зависит кинетика фазообразования и ста-дийность получения низкоосновных гидросиликатов кальция, обеспечивающих термическую стойкость продуктов твердения.

Выводы1. Область применения тампонажных портланд-

цементов ограничивается температурой до 90-100 оС, из-за проявления термической коррозии продуктов твердения, обусловленной внутрифазовой и межфа-зовой перекристаллизацией продуктов твердения.

2. Применение молотого кварцевого песка сни-жает риск возникновения термической коррозии, однако кроме его количества, необходим учет его активности и удельной поверхности, от которых существенно зависит кинетика фазообразования, определяющего свойства получаемого цементного камня.

3. Температуры 110 и 150 оС являются двумя кри-тическими точками спада прочности портландце-ментного камня, причем снижение прочности камня при первой температуре обусловлено внутрифазовой перекристаллизацией, а снижение прочности камня при второй температуре вызвано межфазовой пере-кристаллизацией.

4. При высокотемпературном твердении цементно-песчаных вяжущих при температурах 110-150 оС изменение прочности камня из цементно-песчаных цементов происходит в два этапа. Поскольку скорость реакции между кварцевым песком и гидроксидом кальция замедлена, то на начальном этапе прочность камня связана с гидрата-цией клинкерных минералов, а второе увеличение прочности связано с получением продуктов тверде-ния в результате реагирования кварцевого песка и гидроксида кальция, образовавшегося при гидрата-ции цемента.

5. Цементо-песчаные смеси при температуре более 190 оС, также начинают снижать прочность камня из-за недостатка кремнезема или образования на первой стадии твердения высокоосновных про-дуктов твердения, которые начинают переходить в низкоосновные, что свидетельствует о необходимо-сти учета предыстории образования термостабиль-ных продуктов твердения.


1 Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным скважинам. 2-е изд., пере-раб. и доп. М.: Недра, 1987.373 с.

2 Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. 293с.

3 Агзамов Ф. А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф.. Химия тампонажных и промывочных растворов. С-Пб.: ООО «Недра», 2011. 245 с.

4 Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах/ Кравцов В.М.[и др.] М.: Недра, 1987, 190с.

5 Бутт Ю.М., Рашкович Л.Н. Твердение вяжущих при повышенных тем-пературах. М.:Стройиздат, 1965. 224 с.

6 Тейлор Х.Ф. Гидросиликаты каль-ция. Химия цементов. Москва, Стройиздат, 1969. 404 с.

7 Кузнецова Т.В., Кудряшов И.В., Тимашев В.В. Физическая химия вяжущих материалов: учебник для вузов. М.: Высш. шк., 1989. 384 с.

8 Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С. Долговечность тампонажного камня в кор-розионноактивных средах. С-Пб.: ООО «Недра», 2005. 318 с.

9 ян Чжигунь, Цуй Хайчи энь. Исследование изменения прочности цементного камня в глубокой скважине при высокой температуре. //Китайский науч. нефт. журн. 2008. С.21.

REFERENCES1 Spravochnoe rukovodstvo po

tamponazhnym skvazhinam./ Danjushevskij V.S. i dr. M.: Nedra, 1987, 373 s. [in Russian].

2 Danjushevskij V.S. Proektirovanie optimal’nyh sostavov tamponazhnyh cementov. M.: Nedra, 1978. 293s. [in Russian].

3 Agzamov F. A., Izmuhambetov B.S., TokunovaJe.F. Himija tamponazhnyh i promyvochnyh rastvorov.OOO»Nedra», 2011. 245 s. [in Russian].

4 Kreplenie v ysokotemperaturnyh skvazhin v korrozionno-aktivnyh sredah/ Kravcov V.M. i dr. M.:Nedra, 1987. 190s. [in Russian].

5 Butt Ju.M.,Rashkovich L.N. Tverdenie vjazhushhih pri povyshennyh


2014, т. 12, № 2

temperaturah. M.:Strojizdat, 1965. 224 s. [in Russian].

6 Tejlor H.F.U. Gidrosilikatykal’cija. Himija cementov. Moskva, Strojizdat, 1969. 404 s. [in Russian].

7 Kuznecova T.V., Kudrjashov I.V., Timashev V.V. Fizicheskaja himija vjazhushhih materialov: Uchebn. dljavuzov.M.: Vyssh. shk., 1989. 384 s. [in Russian].

8 Agzamov F.A., Izmuhambetov B.S. «Dolgovechnost’ tamponazhnogo kamnja v korrozionnoaktivnyh sredah», L.Nedra., 2005. 318 s. [in Russian].

9 Jan Chzhigun’, CujHajchijen’. Issledovanie izmenenija prochnosti cementnogo kamnja v glubokoj skvazhine pri

vysokoj temperature. Kitajskij nauchnyj neftjanoj zhurnal. 2008. S.21. [in Russian].

Агзамов Ф.А. д-р техн. наук, профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация F.A. Agzamov, Doctor of Engineering Sciences, Professor of the Chair «Oil and Gas Wells Drilling», FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian FederationУ Ди, магистрант кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияWu Di, Master Student of the Chair «Oil and Gas Wells Drilling», FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian Federation

Ли Юйфей, магистрант кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияLi Yufei, Master Student of the Chair «Oil and Gas Wells Drilling», FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian Federation Хабиров М.Н., аспирант кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияM.N. Khabirov, Postgraduate Student of the Chair «Oil and Gas Wells Drilling» FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian Federatione-mail: [email protected]


2014, т. 12, № 2

UDC 622.24ANALYSIS OF THE TEMPERATURE EFFECT ON THE STRENGTH OF CEMENT STONEАНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ПРОЧНОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ

F.A. Agzamov, Wu Di, Li Yufei, M.N. Xabirov,

FSBEI НРЕ « Ufa State Petroleum Technological University»,

Ufa, the Russian Federation

Агзамов Ф.А., У Ди, Ли Юйфэй, Хабиров М.Н.,

ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной

технический университет», г. Уфа, Российская Федерация

In deep wells, cement materials maturing at high temperatures inevitably accompa-nied by a decrease in its strength and increase in permeability of cement stone and isolating properties loss. The higher temperature, the faster destructive effects, specified by thermic corrosion, which basic is maturing products recrystallization, run in stone.The paper presents a brief analysis of the composition and properties of the maturing products formed at temperatures from 20 to 200 °C. Cement stone durability decreasing at temperatures from 20 to 75 °C binds with intra-phase recrystallization, and fast durability decreasing at temperatures above 100 °C binds with inter-phase high-basic products of maturing recrystallization. There are two critical temperature points at 100 оС and 150 оС showing cement stone durability decreasing start.The most effective thermic corrosion prevention method is C/S reducing directly in cement. Cement products of maturing durability with 30% of milled sand addition at different temperatures is considered. On initial stage at temperatures from 110 to 150 оС stone of cement-sand cements curing binds with clinker materials hydration, because quartz sand and calcium hydroxide reaction speed became slower. Cement hydration is the cause of initial cement stone durability increasing.At cement-sand cements higher maturing temperatures curing bends with the fact that at temperatures from 160 to 200 oC quartz sand reaction speed is increasing and coming near cement hydration process speed.Stone of cement-sand cements’ durability decreases at temperature 190 oC already after 12-15 hours, what can argue about incomplete recrystallization processes in hardened stone because of lack of silica component and high-basic products of maturing formation on first maturing stage, which start transferring to low-basic products of maturing. These facts argue about low-basic products formation staging accounting necessity in hydration process and in cement with silica components addition maturing process.

Твердение тампонажных материалов в высоко-температурных условиях глубо-ких скважин неизбежно сопровождается снижением прочности, ростом про-ницаемости цементного камня и потерей изоляционных свойств. Причём, чем выше температура, тем быстрее в камне происходят деструктивные явления, обусловленные термической коррозией, основой которой является перекри-сталлизация продуктов твердения. В статье приведен краткий анализ фазового состава и продуктов твердения портландцемента, образующихся при температурах от 20 до 200 °С. Снижение прочности цементного камня при температурах 20-75 °С, связывается с вну-трифазовой перекристаллизацией, а быстрое снижение прочности при темпе-ратурах более 100 °С связано с межфазовой перекристаллизацией высокоос-новных продуктов твердения.Показано, что температуры 110 и 150 °С являются двумя критическими точка-ми температуры начала спада прочности цементного камня. Наиболее эффективным способом предупреждения термической коррозии является уменьшение С/S в самом цементе. Рассмотрена прочность продуктов твердения цементов с добавкой 30% молотого песка при различных температу-рах.При температурах 110-150 оС на начальном этапе набор прочности камня из цементно-песчаных цементов связан с гидратацией клинкерных минералов, поскольку скорость реакции между кварцевым песком и гидроксидом кальция замедлена. Именно гидратация цемента является причиной первоначального повышения прочности цементного камня. При более высоких температурах твердения цементо–песчаных цементов набор прочности связан с тем, что в пределах температур 160-200 °С, скорость реакции кварцевого песка с гидроксидом кальция ускоряется, и приближается к скорости процесса гидратации цемента. При температуре 190 °С, уже через 12-15 часов прочность камня из цементно-песчаных смесей снижается, что может свидетельствовать о незавершенности процессов перекристаллизации в затвердевшем камне, из-за недостатка крем-неземистого компонента, и образование на первой стадии твердения высоко-основных продуктов твердения, которые начинают переходить в низкооснов-ные. Это свидетельствует о необходимости учета стадийности образования низкоосновных продуктов в процессе гидратации и твердения цементов с добавкой кремнеземистых компонентов.


2014, т. 12, № 2

Key words: high-temperaturecement, phase transformations, thermic corrosion, maturing products basicity, calcium hydrosilicates, maturing products composition.

Ключевые слова: высокотемпературный цемент, фазовые превращения, термическая коррозия, основ-ность продуктов твердения, гидросиликаты кальция, состав продуктов твердения.

Expanding zones of searching hydrocarbons and the development of exploration technology are inevitably accompanied by drilling wells in more extreme areas and at great depths. Under these conditions, special requirements to plugging materials are presented. In deep wells, cement hardens at high temperature condi-tions what is always accompanied by decrease in its strength, increase in the permeability and loss of the isolating properties. The higher the temperature, the faster destructive phenomena occurs. Therefore, one of the major problems of high-temperaturewells cementing is ensuring physic-mechanical and isolating properties of cement stone at high temperature hardening.

Drop of durability and rise of permeability of the cement stone at high temperatures cause the thermic cor-rosion.

The core of the phenomena is in the thermic corro-sion of cement, the point of which is recrystallization of maturing cement products [1, 2, 3, 4].

The prerequisite of thermic corrosion process is the presence of liquid phase (water), due to which the recrystallization occurs. The point of recrystallization mechanism is that unstable compound dissolve in liquid phase and more stable products with larger sizes and less contact between the maturing products crystallize out from it.

The processes of phase transitionsare slowed under normal temperature activation and there is no noticeable crystallization for many years. The more temperature increases,the faster rate of recrystallization accelerate. Those recrystallized processes in cement stone lead to reduction of its durability and to other essential physic-mechanical properties impairment.

As it is known,there are two [2] types of recrystal-lization. First, is interphase's recrystallization, in which formed cementsmallest maturing products (e.g., calcium hydroelectric) begin to enlarge. Meanwhile, dissolution of small low-stable thermodynamic crystalsoccurs and the others enlarge, it is spontaneous process of specific surface reduction ofa solid phasetake place but without changing of its composition.

Primarily, contacts of concretionand maturing prod-ucts dissolve, they have distorted crystal lattice, thus they are less thermodynamically stable compared tot he same size’s crystals formed in the free growth condi-tions, which have less defective structure. These pro-cesses occur at normal temperatures, but theirs rate is

low. In addition, a drop of durability is compensated by a hydration of unspentcement left in the stone.

Another type is intraphase’s recrystallization, that is at the first stage of maturing in cement stone unstable thermodynamically phases are formed, which begin to dissolve when certain conditions, therefore new and more stable compounds begin to generate on its basis.

Intraphase’s recrystallization leads to a formation of crystalline compounds with different composition and crystal structure. High-basic calcium hydrosilicateshas the greatest tendency to an intraphase’s recrystallization formation. This kind of recrystallization is explainedas the most often reason of the reduction in cement stone’s durability.

In particular, as source [2] shows , less decrease in the durability of the cement stone at temperatures of 20-75 °C mainly occurred due to the crystals enlarge-ment, and the rapid decrease in the durability at tem-peratures above 100 °C - because of the intraphase’s recrystallization of high-basic maturing product. The chain of phase’s transitions during intraphase’s recrys-tallization can be quite long.

Because the each new phase begins to form at lower degrees of supersaturating than the previous phase, the formed crystals are larger. It is known, that a size of the nucleus at the new phase, which can stably exist in the solution, is determined by the equation:

, (1)

where: rКS – stable critical size of the nucleus;M – molecular weight of the formed nucleus;σ – surface tension at the interface; T – temperature, оК;R – universal gas constant;α – degree of solution's super saturationPhase transitions are accompanied by solid phase

volume from-level-to-level modification:

С2SH2 C2SH(A) CSH(B)

tobermorite xenolith,Where: ratio of the volumes of the following and

previous phases is shown over the arrows. Besides, the each following phase, excluding CSH(B), presented with bigger crystals with smaller number of concretions between each other, and durability of cement stone must necessarily fall [5].

Those low-basic compounds are the most stable to intraphase’s recrystallization, which have C / S <1,2 ratio.

Therefore, when high temperature wells casing(T ≥ 100 °C) it is rule to use plugging materials that consist of the low-basic calcium hydrosilicates,which are heat proofed.

Analyzing the maturing products of various cements, it is could be said, the CaO and SiO2 ratio on their


2014, т. 12, № 2

molecular weight is the main criteria for evaluating the quality of high-temperature cement.

Whereas the proportion of silicate clinker minerals (C3S, C2S) is more than 80% in cement, the maturing products of these minerals will define a thermal stability of the cement stone.

The following note could be revealed [5, 6, 7] con-cerning phase’s composition of maturing products pro-duced at different temperatures.

At common temperatures and concentrations from 0.05 to 1-1.1g/liter of Са(ОН)2in the liquid phase, that corresponds to pure cement hydration, hydration of C3Sleads to the formation of calcium hydrosilicates with variable composition (0.8-1.5)CaО-SiO2-(1-2.5)Н2О.

Wherein, the smaller concentration of CaO in the liquid mixing, the less the basic calcium hydrosilicate formed. This hydrosilicate is C-S-H (I)at the H. Taylor's classification [6], and CSH (B) at the classification of R. Bogg. At any temperature calcium hydroxide Са(ОН)2 always presents at C3Shydration as a product of the hydration, crystallization of it also contributes in obtaining solid cement.

The concentrates of Са(ОН)2 in liquid phasecorre-sponding to the completed saturation,especially at low temperatures where as a solubility of calcium hydroxide increases (e.g., to 1.25 g/literСаО at 10°C),tricalcium silicate C3S hydrates with formation a metastablebut more crystallized calcium hydrousilicatewith composi-tion of (1,5-2) CaO-SiО2-H2O.

Following H. Taylor’s formation it is C-S-H(II), and R. Bogg’s formation-C2SH2. The temperature rise of portlandcement slurry maturing to 30-50°C reduces the concentration of Ca(OH)2 in the liquid and leads to a predominant formation of calcium silicate cement paste with composition of 3CaO-2SiО2-3H2О (C3S2H3), related by H. Taylor C-S-H (I), and R. Bogg to CSH (B).

Calcium hydrousilicate of group CSH (B) [C-S-H (I), according H. Taylor] have layered crystal structure, they are able to contain different amounts of molecules Н2О (2,5; 1; 0,5),which is located between layers of the crystal lattice and may evaporate from the interplanar spaces and reintroduced into it again. These processes lead to shrinkage or swelling of the crystal lattice.

Calcium hydrousilicate C-S-H (I) and CS-H (II)[according H. Taylor] or CSH (В) and C2SH2 [according R. Bogg] due to their weak crystallizing ability are being calledgel phase or simply «gel» with general note C-S-H.

The hydration of tricalcium silicate at temperature (50-100 оС) leads to the formation of the same type of calcium hydrosilicate CSH (B) and partially C2SH2 [or C-S-H (I) and C-S-H (II), by H. Taylor].The same hydrosilicates with corresponding concentrations of Са(ОН)2in the liquid phase are being formed after the reaction of dicalcium silicate with water. Along the hydrosilicate gelprocess Са(ОН)2 released, but in much smaller quantities than when the hydration of C3S.

At 90-160 оС temperature of tricalcium silicate C3S hydration formation of calcium silicate C2SH (A)[(α-гидрат C2S)] is most likely, but while dicalcium silicate C2S hydration C2SH (В) [(β-гидрат C2S)] forms-more often.

The compound of calcium hydrosilicates at tempera-tures above 90 оС depends significantly on the amount of silica in the plastery material and on its activity, which is determined by dispersion and pantamorphiaof silica [8].

Whereas a high CaO subtance in the plastery mate-rial, what is typical for Portland cement, the α-hydrate C2S forms, by H. Taylor, [C2SH (A), by R. Bogg], while the proportion of silica increase in cement C-S-H (I) and C-S-H (II) [by R. Bogg, CSH (B) and C2SH2] is more likely to form.

The formation of low-basic calcium hydrosilicates increases the durability of cement. When high-basic compounds (α-hydrate S2S) emerge, the durability becomes weaker.

Amorphous structure and high specific surface of CSH (II) low-basicphase are very useful properties for cementing in normal conditions.

Rising the maturing temperature to 110 °C, CSH phase becomes more and more crystalline, but retains its general structure and properties. Whereas the tempera-ture exceeds 110 °C, the other phase, C2S α-hydratebecomes stable and replaces the CSH. While conversion of CSH in C2S α-hydrate the permeability of cement stone increases and the strength drops.

At the same time, the problem of maintaining cement stone stability properties remains in the maturing pro-cess under high temperature conditions.

In the special experiments there are results [9] featur-ing some regularities of cement’s strength falling at high temperatures and confirming the laws revealed above.

The researches were conducted according to the standard methods of API.

The figure 1 demonstrates a change of the maturing cement strength during 24 and 48 hours at various tem-peratures and wet thermal conditions.

While maturing temperature increase the drop of cement strength observed in both investigated period, and two points of temperature decline are clearly identi-fied on curves of 110 and 150 оС. When there is a slight reduction in the strength of the stone (in the range of 10-15%) at the temperature of 110 оС and then some strength stabilized, subsequently a monotonic stone strength decrease begins after exceeding 150 оС and the temperature of stone solidification rising.

The authors [9] assumed that the 110 and 150 °C are the two critical points of the temperature of the recession strength of cement stone.


2014, т. 12, № 2

Figure 1.The temperature effect on the strength of cement paste

The results at Figure 2 indicate at temperatures below 100 °C, the strengthreaches the highest values with the rising of the cement stone maturing time, and stabilizes at the same level. There are 15-20 hours since the cement stone have been obtaining the maximum sta-bilization of it’s strengthat temperature of 80-100 °C.

Figure 2.The Changes in strength of maturing cement at different temperature

It is should be noted, the obtained data are applicable for a particular type of the cement and water-cement ratio, so the change of the any featured factors could move the time threshold of obtaining the maximal the strengths of the stone to up or down. At the time, these results confirm again the inexpediency of pure portland cement at temperatures above 100 оС.

At the temperature of 110 оС since 48 hours of been maturing, the curve of strength begins smoothly stabi-lize. Those shows the hydration of cement stone has reached the maximum value, and reflects fully the effect of the temperature affect the rate of cement stone hydra-tion.

When the temperature exceeds 110 °C, the curves of the strength changes indicate the tendency of the decrease. Moreover, increasing temperature, the strength weaken edearlier.

Similar results were observed in the studies of V.S. Danyushevskii [6], the part of the studies is shown at Figure. 3.

№ of the curve 1 2 3 4 5 6

Pressure, MPa 0,1 0,1 20 60 80 120

Tempe rature, °С 22 75 120 160 200 300

Figure 3. The curves of portlandcement’s strength changeat different temperatures (W / C = 0.5) according to [2]

In particular, he carried out the cement stone's strength decrease at temperature of 120 °C after 48 hours of maturing.

The studies [9] have shown, at temperature below 110 °C a hydration of cement stone formed a CSH (II) or C2SH2 by R.Bogg.Those phases have a good net structure that positive affect the strength of cement.

When the temperature exceeds110 °C, the hydro-silicates CSH (II) convert into the high-basic calcium hydro silicates (C2SH), which crystallizing with large size products and forming the plates shape in the cement stone what weaken its strength by low contact durability. Subsequently, a high permeability's structure occurs relatively.

Meanwhile, when temperature increases the degree of obtained accomplished crystalline hydrates increase as well, so far as the degree of accomplishments is lim-ited, the crystals dehydration and increase of porosity affect significantly the strength of the cement stone.

The obvious conclusion of the analysis is the strength of cement stone is closely associated with cement hydra-tion at high temperature.

The most effective way to prevent thermic corrosion is to reduce the C / S ratio in cement. Practically, this could be achieved by the addition of silica to a cement in an amount of 40 - 45%, in such way the C/S ratio of product’s hydration approaches the 1. Furthermore, according to [1], the higher the maturing temperature, the bigger size of silica sand should be. The role of sand (SiO2) is to combine free Ca(OH)2 and to reduce the basicity of those maturing products that occur by the equations:

3СаО .SiО2 + Н2О → 3СаО . 2SiО2 . 3Н2О +

3Са(ОН)2SiО2 + Са(ОН)2 → xСаО.ySiО2

.z Н2О.


2014, т. 12, № 2

It was shown above the interaction of the clinker minerals with water, such as tricalcium silicate (C3S) always forms free calcium hydroxide (Ca(OH)2), which reacts with silica (SiO2)forming new maturing products - calcium hydrosilicates. Where as a decline of free Ca(OH)2take place, earlier formedhigh-basic calcium hydrosilicates (3CaO. 2SiO2. 3H2O) begin to hydrolyze with the release of Ca(OH)2. It is known, the high-basic calcium hydrosilicates (3CaO. SiO2. 3H2O) exist stably in the presence of free Ca(OH)2 only.

Thereby, SiO2 links to Ca(OH)2 and causes decom-positionof high-basic calcium hydrosilicates releasing free Ca(OH)2, which links to new portions of the dis-solved silica.

The results of the studies [9] with the addition of 30% SiO2 to cement, are shown at the figure 4.

Figure 4.The changes in strength of cement stone with the addition of 30% SiO2 at different temperatures

The figure 4 shows at temperatures of 110 °C-150 °C the strength of cement-sand can be divided into two stages bordered with the platform of strength stabiliza-tion. At the initial stage, when temperatures at 110 °C ~ 150 °C, the strength of cement associated with hydration of the clinker minerals, because the rate of silica and calcium hydroxide reaction is slowed. This means the cement hydration is the main reason for the initial increase in cement strength. The second increase in strength happens due to the obtaining of maturing prod-ucts, which is a result of silica and calcium hydroxide reaction that is formed while hydration of the cement.

At higher temperatures, there is a rapid rate of curing which finishes in 1-2 days. It relates to the fact that in the temperature range of 160 °C ~ 200 °C, the rate of silica sand with calcium hydroxide reaction accelerates and approaches the rate of the cement hydration.

It is noticeable at 190 °C temperature after 12-15 hours, the decline in strength of the cement-sand mix-tures begins. Some reduction of the strength is observed at 160 °C in a day. This may indicate an incomplete recrystallization processes in the hardened stone, the most feasible cause of this is the lack of the silica com-ponent, and the formation of high-basic maturing prod-ucts at the first maturing stage begins to transform into low-basic products.

This indicates the necessity of considering the stag-ing of low-basic products formation during the hydra-tion process and cement maturing with the addition of siliceous components.

To manufacture a high-durable heat-resistant cement stone it is important to consider the prehistory formation of thermos table products of hardening. At the first maturing stage, the majority of plastery material is more preferable to form high-basic maturing products. Subsequently, as free calcium hydroxide and free silica interact so the basicity of the earlier format ted phases decreases, rifting the excess calcium oxide.

Thereby, the emerging of the high-basic products always precedes the formation of thermos table low-basic calcium hydro silicates. These phenomena are always accompanied by the reduction of the cement strength properties. Whereas the chain of phase transi-tions is inevitable, the exclusion of theirs dangerous consequences could be achieved by the phase transitions acceleration for getting the earliest maturing period, while the stone structure is flexible and less react to the forming new one [4].

In addition, the lack of SiO2 may become the reason for the decline in durability. According to the researches of V.С. Danyushevskii [2], the amount of sand in the cement composition must be at least 40%.

It should be noted, as publication [9]marks, the graphs were analyzed, but there is no data on the specific surface of the sand, which essentially depends on the kinetics of phase formation and staging of the low-basic-calcium hydrosilicates obtaining, which provide heat resistance of maturing products.

Conclusions1. Portland cement application area is limited by

temperature up to 90-100 oC because of products of maturing thermic corrosion occurrence, specified by inter-phase and intra-phase products of maturing recrys-tallization.

2. Milled quartz sand usage is decreasing thermic corrosion initiation risk, however except its quantity, its activity and specific surface accounting are needed too; phase-formation kinetics, which evaluates derivable cement stone’s proteries, depends on them considerably.

3. Temperatures 110 and 150 oC are two portland cement stone durability decreasing critical points, stone’s durability decreasing at first temperature is con-ditioned by intra-phase recrystallization, stone’s durabil-ity decreasing at second temperature is conditioned by inter-phase recrystallization.

4. Stone of cement-stone cements’ durability chang-ing at temperatures 110-150 oC at cement-stone astrin-gent substances high-temperature maturing runs in two stages. Since quartz sand and calcium hydroxide reac-tion speed slowed down, stone’s durability on initial stage is linked with clinker materials hydration, and second durability increasing is linked with products of


2014, т. 12, № 2

maturing receipt as a result of quartz sand and calcium hydroxide, formed in cement hydration, reaction.

5. Cement-stone composition at temperatures above 190 oC also start to decrease stone’s durability because

of lack of silica or high-basic products of maturing formation on first maturing stage, which start transit to low-basic, what argue about thermos table products of maturing formation pre-history accounting necessity.

REFERENCES

1 Danushevskii V.S., Aliev R.M., Tolstyh I.F. Reference guide on grouting materials. M.: Nedra, 1987. 373 p. [in Russian].

2 Danushevskii V.S. Grouting cements optimal compositions engineering. M.: Nedra, 1978. 293 p. [in Russian].

3 F.A. Agzamov, B.S. Izmukhambetov, E.F. Tokunova. Chemical plugging and washing solutions. JSC “Nedra»,2011.245 p. [in Russian].

4 High-temperature wells clamping in corrosion-active environments /Kravcov V.M., [i dr.] M.: Nedra, 1987. 190 p.[in Russian].

5 Butt Y.M., Rashkovich L.N. Binding materials maturing at high temperatures. M.:Stroyizdat, 1965. 224 p. [in Russian].

6 H.F.U. Taylor. Calcium hydrosilicates. Chemistry cements. Moscow, Stroiizdat 1969. 404 p.[in Russian].

7 Kuznetsova T.V, Kudryashov I.V, Timashev V.V. Physical chemistry of binders: Studyfor universities. M.: Executive. wk., 1989. 384 p. [in Russian].

8 Agzamov, F.A., Izmukhambetov B.S. « D u r a b i l i t y p l u g g i n g s t o n e incorrosiveenvironments», JSC “Nedra», 2005. 318 p. [in Russian].

9 Yang Zhi Gun, Cui Hi Chen. Investigation of changes in the strength of cement in deep borehole at high temperature. Chinese Journal of Petroleum Science. 2008. 435 p. [in Russian].


1 Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным скважинам. 2-е изд., пере-раб. и доп. М.: Недра, 1987. 373 с.

2 Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. 293с.

3 Агзамов Ф. А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф. Химия тампонажных и про-мывочных растворов. С-Пб.: ООО «Недра», 2011. 245 с.

4 Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах/ Кравцов В.М.[и др.] М.: Недра, 1987. 190с.

5 Бутт Ю.М., Рашкович Л.Н. Твердение вяжущих при повышенных тем-пературах. М.:Стройиздат, 1965. 224 с.

6 Тейлор Х.Ф. Гидросиликаты каль-ция. Химия цементов. Москва, Стройиздат, 1969. 404 с.

7 Кузнецова Т.В., Кудряшов И.В., Тимашев В.В. Физическая химия вяжущих материалов: Учебник для вузов. М.: Высш. шк., 1989. 384 с.

8 Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С. Долговечность тампонажного камня в кор-розионноактивных средах. С-Пб.: ООО «Недра», 2005. 318 с.

9 ян Чжигунь, Цуй Хайчи энь. Исследование изменения прочности цементного камня в глубокой скважине при высокой температуре. //Китайский науч. нефт. журн. 2008. С.21.

F.A. Agzamov, Doctor of Engineering Sciences, Professor of the Chair «Oil and Gas Wells Drilling», FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian FederationАгзамов Ф.А. д-р техн. наук, профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация Wu Di, Master Student of the Chair «Oil and Gas Wells Drilling», FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian FederationУ Ди, магистрант кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияLi Yufei, Master Student of the Chair «Oil and Gas Wells Drilling», FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian Federation Ли Юйфей, магистрант кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияM.N. Khabirov, Postgraduate Student of the Chair «Oil and Gas Wells Drilling» FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian FederationХабиров М.Н., аспирант кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация

e-mail: [email protected]

542014, т. 12, № 2


УДК 622.24.3СМАЗОЧНЫЕ ДОБАВКИ ДЛЯ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕй ЗАПАДНОй СИБИРИLUBRICANT ADDITIVES FOR DRILLING FLUIDS WESTERN SIBERIA

В статье изучено влияние смазочных и противоприхватных добавок к буровым растворам (ДСП-БС, ДСПБ-БС, ДСБ-КТМ1, ДСБ-5СК, ДСБ-4ТТ и ДСБ-МГК) на основные и специальные свойства бентонитовых суспензий и естественных буровых растворов Ноябрьского нефтегазового региона Западной Сибири. Кроме того, дана информация по составу и нормируемые физико-химические параметры реагентов. Представлены результаты тестирования реагентов на предмет соответствия требованиям технических условий и лабораторных экс-периментов по определению их растворимости в различных технологических средах (жидкостях). Особое внимание уделено опытам по выявлению уровня вспениваемости различных глинистых дисперсионных систем (искусственно приготовленных и отобранных на промыслах естественно наработанных в про-цессе бурения ствола скважины) в зависимости от концентрации смазочной добавки. А также достаточно подробно изучены антифрикционные (триботех-нические) свойства сформированных корок из химически обработанных глини-стых растворов. Сделаны предварительные выводы и выданы рекомендации.Вся представленная группа реагентов может быть использована с различной степенью эффективности для улучшения смазочных свойств промывочных жидкостей, применяемых в Ноябрьском регионе. Однако в некоторых случаях может потребоваться пеногаситель. Технологически приемлемые концентрации смазочных добавок в глинистых растворах варьируются от 0,5-1,0 до 3-5 % (об.). Необходимо учитывать различную адсорбционную способность смазочных добавок на металлических поверхностях, так как это приводит к реальному снижению концентрации реагента в растворе. Обычно, чем выше исходный уровень рН глинистого раствора, тем большее пенообразование вызывают сма-зочные присадки. Окончательное решение об эффективности и технологично-сти применения представленных смазочных добавок принимается после прове-дения опытно-промышленных испытаний реагентов на скважинах.

The paper studied the effect of lubricants and additives against sticking drilling fluid (EAF- BS , WISP - BS - KTM1 DRC , DRC - 5SK , DRC and DRC - 4mm -CIM) on basic and special properties of bentonite suspensions and natural muds Noyabrskiy oil and gas region Western Siberia. Furthermore, given the information on the composition and regulated physico-chemical parameters of the reactants. The results of testing reagents for compliance with the technical requirements and laboratory experiments to determine their solubility in different technological environments (liquids). Particular attention is given to experiments to identify different levels of expandability of clay dispersion systems (artificially prepared and selected in the fields naturally - established in the process of drilling a wellbore), depending on the concentration of lubricant additives. And also have been studied antifriction (tribological) properties formed crusts of chemically treated muds. Preliminary conclusions and recommendations issued.All the presented group of reagents can be used with varying degrees of effectiveness for improving the lubricating properties of drilling fluids used in the November region. However, in some cases, may require a defoamer. Technologically acceptable concentrations of lubricant additives in the mud range from 0.5-1.0 to 3-5% (vol.). It is necessary to take into account the ability of various lubricant additives adsorption to metal surfaces, as it leads to a decrease in the actual concentration of the reagent solution. Generally, the higher the initial pH of the mud, the greater the lubricating additives cause foaming. The final decision on efficiency and technology applications submitted lubricant additives adopted after pilot testing reagents in the wells.

Петров Н.А., Давыдова И.Н.ООО «Газпром НИЦ»,

г. Санкт-Петербург, Российская Федерация

N. A. Petrov, I.N. DavydovaLLC Gazprom Research Center,

Saint-Petersburg, the Russian Federation

Ключевые слова: бентонитовая суспензия, буро-вой раствор, естественный глинистый раствор, гли-нистая корка, фильтрационная корка, смазочная добавка, противоприхватная присадка, основные свойства раствора, смазывающие свойства, вспени-вающие свойства, пенообразование, физико-химиче-ские свойства, растворимость.

Key words: bentonite slurry, mud, natural mud, filter cake, filter cake, the oil additive against sticking additive solution basic properties, lubricating properties, foaming properties, foam physico-chemical properties of solubility.

В последнюю четверть века в секторе промывоч-ных жидкостей для бурения глубоких нефтегазовых

скважин особую актуальность в Ноябрьском регионе Западной Сибири приобрели экологически безопас-ные смазочные добавки [1-11]. Данное обстоятель-ство было обусловлено необходимостью замены нефти в составе естественных глинистых растворов. Множество предприятий стали поставлять в нефте-газовые регионы Западной Сибири большой арсенал смазочных и противоприхватных присадок к буро-вым растворам. Одна из таких серий реагентов для улучшения смазочных свойств буровых растворов приведена в данной работе.

Вначале рассмотрим результаты исследований проб смазочных добавок ДСП-БС и ДСПБ-БС (НПФ «Бурсинтез», 2000г.). Физико-химические свойства реагента ДСП-БС приведены в таблице 1.


2014, т. 12, № 2

Предельно-допустимые концентрации входящих в состав добавки компонентов в воздухе рабочей среды:– керосин осветлительный 300 мг/м3 (ГОСТ 12.1.005-88);– флотореагент-оксаль 3 мг/м3 (ГОСТ 12.1.005-88);– эмультал БС 4 класс опасности.

Цель исследований: анализ представленной пробы ДСП-БС по воздействию добавок на основ-ные, смазочные и вспенивающие свойства глини-стых растворов с целью выдачи рекомендаций по дальнейшему использованию реагента в качестве смазочной добавки.

Таблица 1. Нормативные физико-химические параметры для реагента ДСП-БС

№ Наименование показателей Норма Метод анализа

1. Внешний виджидкость от светло-коричне-вого до темно-коричневого

цветавизуально

2. Температура застывания, °С, не выше минус 30 по ГОСТ 2028791(метод Б обезвоживание)

3. Кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с, не более 70 по ГОСТ 33-824. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже 40 по ГОСТ 6356-75

Таблица 2. Результаты тестов реагента ДСП-БС

№ Наименование показателей Показатели1. Внешний вид, запах Подвижная жидкость светло-коричневого цвета со

специфическим запахом2. Плотность, кг/м3 10263. рН 1%-го водного раствора 8,254. Кинематическая вязкость, сПз 40,215. Поверхностное натяжение 1%-го водного раствора,

Н/м·10-3 33,03

6. Растворимость реагентов в различных технологических средах в соотношении 1:10Вода Растворяется частично, на стенках пробирки реагент в виде

капель маслаР-р NaCl, ρ = 1123 кг/м3

Не растворяется, реагент на поверхностиР-р СаСl2, ρ = 1131 кг/м3

Ацетон Растворяется, раствор прозрачный желтого цветаИПСКеросин Частично растворяется, на дне – мутьТолуол Растворяется, раствор прозрачный коричневого цветаДизтопливо

Таблица 3. Результаты исследования вспенивающей способности смазочной добавки ДСП-БС

№,п.

Промывочная жидкость Объем раствора, мл Плотность раствора, ρвсп., кг/м3Vнач. Vвсп.

1. БС (УВ = 20 с, ρ = 1040кг/м3) 200 200 10402. Исх. 1 + 0,1% ДСП-БС 200 270 9203. Исх. 1 + 0,3% ДСП-БС 200 270 9404. Исх. 1 + 0,5% ДСП-БС 200 240 9705. Исх. 1 + 1,0% ДСП-БС 200 220 9756. Исх. 1 + 3,0% ДСП-БС 200 210 10307. БР, отобран со Спорышевского м-я, к.34, обработан:

Кем-Пас, Поликем Д, Оксаль, ГКЖ-11 (ρ = 1090кг/м3) 200 260 990

8. Исх. 7 + 0,3% ДСП-БС 200 290 9959. Исх. 7 + 0,5% ДСП-БС 200 290 104510. Исх. 7 + 1,0% ДСП-БС 200 240 107011. Исх. 7 + 3,0% ДСП-БС 200 220 108212. БР, отобран с Вынгаяхинского м-я, к.155,

обработан: КМЦ, ГКЖ-11, нефть (ρ = 1115 кг/м3) 200 220 1080

13. Исх. 12 +0,5% ДСП-БС 200 210 110514. Исх. 12 + 1,0% ДСП-БС 200 210 111015. Исх. 12 + 3,0% ДСП-БС 200 210 1112


2014, т. 12, № 2

Результаты исследований физико-химических свойств реагента ДСП-БС и его растворимости в раз-личных жидкостях приведены в таблице 2.

Вспенивающая способность определяли на трех типах растворов: бентонитовой суспензии (БС), буровом растворе (БР) без нефти и буровом рас-творе, обработанном нефтью. Полученные данные исследований вспенивающей способности реагента ДСП-БС в глинистом растворе представлены в таблице 3.

Результаты исследований влияния добавки реа-гента ДСП-БС на свойства буровой промывочной жидкости представлены в таблице 4.

На основании вышеприведенных исследований были сделаны следующие предварительные выводы и рекомендации. Данная проба реагента ДСП-БС не оказывает отрицательного влияния на основные свойства раствора. Следует отметить положитель-ные моменты, в частности показатель фильтрации раствора несколько уменьшается и липкость филь-трационной корки заметно уменьшается при добав-лении реагента в количестве свыше 0,5%. Водная вытяжка реагента имеет пониженное значение поверхностного натяжения на границе с керосином (50 Н/м·10-3) по сравнению с водой. Добавки реа-гента в глинистые растворы приводят к небольшому вспениванию, но при увеличении концентрации реа-гента более 1% вспениваемость уменьшается. Реагент ДСП-БС можно рекомендовать использовать в качестве смазочной добавки в буровой раствор при бурении основного ствола скважины в количестве 1% и более, при этом следует предусмотреть одно-временный ввод пеногасителя. Было предложено

закупить промышленную партию данного реагента, предварительно провести испытания при бурении 1-3 опорно-технологических скважин с отработкой последующих рекомендаций по применению сма-зочной добавки ДСП-БС.

Нормативные параметры физико-химических пока-зателей реагента ДСПБ-БС приведены в таблице 5.

Таблица 4. Результаты исследований влияния добавок реагента ДСП-БС на свойства бурового раствора

№, п.

Промывочная жидкость Свойства раствораУВ,

сρ,

кг/мЗПФ, см3/30

минК, мм

рН ηэф, мПа·с

ηпл, мПа·с

τо, дПа

СНС1/10, дПа

Ктр, градус

1. БС (ПБМВ г. Серпухов) 20 1040 11 1,0 9,53 6 4 15 5/15 122. Исх. 1 + 0,3% ДСП-БС 20 1040 11 1,0 9,38 6 5 10 5/15 83. Исх. 1 + 0,5% ДСП-БС 20 1040 11 1,0 9,32 6 5 12 6/15 64. Исх. 1 + 1,0% ДСП-БС 20 1040 10 1,0 9,21 7 4 11 6/16 65. Исх. 1 + 3,0% ДСП-БС 22 1040 10 1,0 9,07 7 5 12 7/17 56. БР со Спорышевского м-я, к.34,

обработан: Кем-Пас, ГКЖ-10, Поликем Д, Оксаль

20 1095 10 1,0 9,16 10 9 17 0/8 10

7. Исх. 6 + 0,5% ДСП-БС 20 1095 10 1,0 8,91 8 6 15 0/6 88. Исх. 6 + 1,0% ДСП-БС 20 1095 9 0,5 8,94 8 7 14 0/8 69. Исх. 6 + 3,0% ДСП-БС 21 1095 9 0,5 8,97 9 6 14 0/8 610 БР с Вынгаяхинского м-я, к.155,

обработан: КМЦ, ГКЖ-10, нефть 21 1115 7 0,5 8,47 8 7 16 0/0 15

11. Исх. 10 + 0,5% ДСП-БС 20 1095 7 0,5 8,72 7 6 14 0/0 812. Исх. 10 + 1,0% ДСП-БС 20 1095 6 0,5 8,65 6 6 16 0/0 713. Исх. 10 + 3,0% ДСП-БС 21 1095 6 0,5 8,60 8 7 17 0/0 6

Примечание: УВ – условная вязкость, ρ – плотность, ПФ – показатель фильтрации, К – толщина корки, рН – водородный показатель, ηэфи ηпл – соответственно эффективная и пластическая вязкость, τо – динамическое напряжение сдвига, СНС1/10, – статическое на-пряжение сдвига через 1 и 10 минут, Ктр – липкость глинистой корки, замеренная на приборе ЛК-1.

Таблица 5. Физико-химические показатели реагента ДСПБ-БС

№ Наименование показателей

Норма Метод анализа

1. Внешний вид

жидкость от светло-

коричневого до темно-

коричневого цвета

визуально

2. Температура застывания, °С, не выше

минус 30по ГОСТ 2028791(метод Б обезвоживание)

3. Кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с, не более

70 по ГОСТ 33-82

4. Массовая доля гидроксильных групп, %, в пределах

15-30 по п.п.3.5. настоящих ТУ

5. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже

30 по ГОСТ 6356-75

6. Эфирное число, мг КОН, в преде-лах

7-15 по п.п.3.4. настоящих ТУ


2014, т. 12, № 2

Предельно-допустимые концентрации входящих в состав добавки компонентов в воздухе рабочей среды:

– керосин осветлительный 3 00 мг/мЗ (ГОСТ 12.1.005-88);

– флотореагент-оксаль 3 мг/м3 (ГОСТ 12.1.005-88);

– эмультал БС4 класс опасности.

Цель исследований: анализ представленной пробы ДСПБ-БС по воздействию добавок на основ-ные, смазочные и вспенивающие свойства глини-стых растворов с целью выдачи рекомендаций по

дальнейшему использованию реагента в качестве смазочной добавки.

Результаты исследований физико-химических свойств и растворимости пробы смазочной добавки ДСПБ-БС приведены в таблице 6.

Вспенивающая способность определяли на бен-тонитовой суспензии и буровом растворе без нефти. Полученные данные при определении вспениваю-щей способности реагента ДСПБ-БС представлены в таблице 7.

Таблица 7. Результаты исследования вспенивающей способности проб смазочной добавки ДСПБ-БС

№,п.

Промывочная жидкость Плотность раствора, кг/м3

ρисх. ρвсп.

1. БС (УВ = 20 с, ρ = 1040кг/м3) 1050 9702. Исх. 1 + 0,3% ДСПБ-БС 1050 10003. Исх. 1 + 0,5% ДСПБ-БС 1050 10004. Исх. 1 + 1,0% ДСПБ-БС 1050 10205. Исх. 1 + 2,0% ДСПБ-БС 1050 10206. Исх. 1 + 3,0% ДСПБ-БС 1050 10207. БР, отобранный со Спорышевского

м-я, к. 34, обработан: Кем-Пас, Поликем Д, Оксаль, ГКЖ-11

1100 1090

8. Исх. 7 + 0,3% ДСПБ-БС 1100 10809. Исх. 7 + 0,5% ДСПБ-БС 1100 108010. Исх. 7 + 1,0% ДСПБ-БС 1100 108011. Исх. 7 + 3,0% ДСПБ-БС 1100 1100

Полученные данные лабораторных исследований влияния добавок реагента ДСПБ-БС на свойства гли-нистого раствора представлены в таблице 8.

На основании вышеприведенных исследований было сделано следующее заключение. Пред-ставленная проба реагента ДСПБ-БС не оказывает негативного влияния на основные свойства бурового раствора. Основные параметры растворов практиче-ски не изменяются. Необходимо отметить, что лип-кость фильтрационной корки уменьшается при добавлении реагента в количестве более 1,0%. При

Таблица 8. Результаты исследований влияния добавок реагента ДСПБ-БС на свойства глинистого раствора

№,п. Вид и обработка раствора

УВ, с

Свойства раствораρ,

кг/мЗПФ, см3/30

минК, мм

рН ηэф, мПа·с

ηпл, мПа·с

τо, дПа

СНС1/10, дПа

Ктр, град

1. БС (ПБМВ г. Серпухов) 19 1050 13 1,0 9,67 3 3 3 2/5 102. Исх. 1 + 0,3% ДСПБ-БС 19 1050 13 1,0 9,69 3 3 3 2/5 73. Исх. 1 + 0,5% ДСПБ-БС 19 1051 13 1,0 9,32 3 3 3 2/5 84. Исх. 1 + 1;0% ДСПБ-БС 19 1050 13 1,0 9,66 3 3 3 2/5 105. Исх. 1 + 3,0% ДСПБ-БС 19 1050 13 1,0 9,67 3 3 3 2/5 126. БР со Спорышевского м-я, к. 34,

обработан: Кем-Пас, ГКЖ-10, Поликем Д, Оксаль

20 1100 10 0,5 8,71 5 4 6 0/0 20

7. Исх. 6 + 0,5% ДСПБ-БС 20 1100 10 0,5 8,80 4 3 5 0/0 108. Исх. 6 + 1,0% ДСПБ-БС 20 1100 10 0,5 8,82 4 3 5 0/0 99. Исх. 6 + 3,0% ДСПБ-БС 20 1100 10 0,5 9,00 4 3 5 0/0 6

Таблица 6. Результаты тестов смазочной добавки ДСПБ-БС

№ Наименование показателей

Показатели

1. Внешний вид запах Подвижная жидкость светло-коричневого цвета со специфическим запахом

2. Плотность, кг/м3 10293. рН 1%-го водного

раствора7,93

4. Кинематическая вязкость, сПз

45,73

5. Растворимость реагентов в различных технологических средах в соотношении 1:10Вода Растворяется частично,

эмульсия бежевого цветаР-р NaCl, ρ = 1202 кг/м3 Не растворяется, реагент на

поверхности, образование белой мутиР-р СаСl2, ρ = 1140 кг/

м3

Ацетон Растворяется, раствор прозрачный желтого цветаИПС

Керосин Частично растворяется, на дне – муть

Толуол Растворяется, раствор прозрачный светло-коричневого цвета

Дизтопливо Растворяется, раствор прозрачный светло-коричневого цвета


2014, т. 12, № 2

такой добавке вспенивания бурового раствора прак-тически не отмечено. Реагент ДСПБ-БС был реко-мендован к использованию в качестве смазочной добавки в буровой раствор при бурении основного ствола скважины в количестве более 1%. При этом целесообразно производить совместную обработку бурового раствора реагентами ДСПБ-БС и флоторе-агент-оксаль, так как последний проявляет не только смазывающие свойства, но и при повышенных кон-центрациях – пеногасящие.

Перейдем к рассмотрению результатов исследо-ваний других реагентовДСБ-КТМ1 и ДСБ-5СК – присадки смазочные и противоприхватные к буровым растворам (НПФ «Бурсинтез-М», 2002г.).

Цель исследований: идентификация представ-ленных проб реагентов ДСБ-КТМ 1 и ДСБ-5СК с другими реагентами, поступающими в Ноябрьский нефтегазовый регион: ДСПБ-БС – добавка смазоч-ная и противоприхватная к буровым растворам (НПФ «Бурсинтез-М»); ДСБ-4ТТ – добавка смазоч-ная буровая(АОЗТ «Опытный завод Нефтехим»).

В состав ДСБ-4ТТ входят: ИКБ-4Т – 12% (сырые талловые масла + моноэтаноламин амин моль/моль); керосин осветительный – 15%; отходы производства диметилдиоксана – 73%.

Результаты исследований физико-химических свойств реагентов ДСБ-КТМ1, ДСБ-5СК, ДСПБ-БС и ДСБ-4ТТ приведены в таблице 9.

Влияние добавок ДСБ-КТМ1, ДСБ-5СК, ДСПБ-БС и ДСБ-4ТТ на основные и специальные свойства раствора исследовали на бентонитовой

суспензии из глинопорошка ПБМВ производства АО «Керамзит» г. Серпухов. Полученные данные лабо-раторных испытаний смазочных добавок приведены в таблице 10. Добавки всех проб смазочных добавок практически не влияют на основные свойства бенто-нитовой суспензии, но различаются по величине снижения липкости глинистой корки.

Результаты исследований влияния различных смазочных добавок на вспениваемость бентонитовой суспензии и естественного (намывного) бурового раствора приведены в таблице 11. Из полученных данных следует, что менее вспенивающим эффектом в составе бентонитовой суспензии и бурового рас-твора обладают смазочные добавки ДСБ-5СК и ДСБ-4ТТ.

Таким образом, на основании проведенных исследований можно сделать следующие предвари-тельные выводы:

– смазочная добавка ДСБ-КТМ1 обладает более выраженным вспенивающим эффектом по сравне-ния со всеми другими реагентами;

– реагент ДСБ-5СК при добавлении в буровой раствор приводит кминимальному вспениванию и не влияет на основные свойства растворов. Но пред-ставленный образец не может использоваться при минусовых температурах. Целесообразно изготавли-вать морозостойкую смазочную добавку– это явля-ется одним из основных требований к жидким реагентам, применяемым в условиях Крайнего Севера.

Таблица 9. Результаты тестов реагентов ДСБ-КТМ1, ДСБ-5СК, ДСПБ-БС и ДСБ-4ТТ

ДСБ-КТМ1 ДСБ-5СК ДСПБ-БС ДСБ-4ТТВнешний вид Жидкость темно-

желтого цвета, прозрачная

Жидкость темно-коричневого цвета,

непрозрачная

Жидкость темно-желтого

цвета, прозрачная

Жидкость темно-желтого

цвета, прозрачная

Плотность при 20°С, кг/м3 1022 993 1023 1012Уровень рН 1%-й диспер-сии 6,29 9,05 8,75 9,35

Способность к замерзанию при минус 6°С

Увеличение вязкости, текучая

Нетекучая Увеличение вязкости, текучая

Растворимость в различных технологических средах в соотношении 1:50Вода дистиллированная Образование дисперсии, реагент на

поверхностиУвеличение вяз-кости, текучаяР-р NaC1,

ρ = 1200кг/м3

Р-р СаСl2, ρ = 1300кг/м3

Ацетон РастворяетсяИПСТолуолДизтопливо Раствор мутный, реагент оседает на дно


2014, т. 12, № 2

Таблица 11. Влияние различных смазочных добавок на вспени-ваемость глинистого раствора

Состав промывочной жидко-сти

Плотность раствора, кг/м3

до вспени-вания

после вспени-вания

1. Исх. 1 – БС 1060 10602. Исх. 1+ 0,1% ДСБ-КТМ1 1060 8003. Исх. 1 + 0,3% ДСБ-КТМ1 1060 8004. Исх. 1 + 0,5 ДСБ-КТМ1 1060 8005. Исх. 1 + 1,0% ДСБ-КТМ1 1060 8006. Исх. 1 + 3,0% ДСБ-КТМ1 1060 8007. Исх. 1 + 5,0% ДСБ-КТМ1 1060 8008. Исх. 1 + 0,1% ДСБ-5СК 1060 8809. Исх. 1 + 0,3% ДСБ-5СК 1060 84010. Исх. 1 + 0,5% ДСБ-5СК 1060 84011. Исх. 1 + 1,0% ДСБ-5СК 1060 85012. Исх. 1 + 3,0% ДСБ-5СК 1060 87013. Исх. 1 + 5,0% ДСБ-5СК 1060 92014. Исх. 1 + 0,1% ДСБ-4ТТ 1060 80015. Исх. 1 + 0,3% ДСБ-4ТТ 1060 80016. Исх. 1 + 0,5% ДСБ-4ТТ 1060 80017. Исх. 1 + 1,0% ДСБ-4ТТ 1060 85018. Исх. 1 + 3,0% ДСБ-4ТТ 1060 86019. Исх. 1 + 5,0% ДСБ-4ТТ 1060 89020. Исх. 1 + 0,1% ДСПБ-БС 1060 80021. Исх. 1 + 0,3% ДСПБ-БС 1060 80022. Исх. 1 + 0,5% ДСПБ-БС 1060 80023. Исх. 1 +1,0% ДСПБ-БС 1060 80024. Исх. 1 + 3,0% ДСПБ-БС 1060 80025. Исх. 1+ 5,0% ДСПБ-БС 1060 80026. Исх. – БР (Спорышевское м-е, куст 28)

1090 1090

27. Исх. 26 + 0,1% ДСБ КТМ1 1090 <80028. Исх. 26 + 0,3% ДСБ КТМ1 1090 <80029. Исх. 26 + 0,5% ДСБ КТМ1 1090 <80030. Исх. 26+ 1,0% ДСБ КТМ1 1090 <80031. Иcx. 26 + 3,0% ДСБ КТМ1 1090 850-900

32. Исх. 26 + 5,0% ДСБ КТМ1 1090 900-100033. Исх. 26 + 0,1% ДСБ- 5СК 1090 104034. Исх. 26 + 0,3% ДСБ-5СК 1090 104035. Исх. 26 + 0,5% ДСБ-5СК 1090 105036. Исх. 26 + 1,0% ДСБ-5СК 1090 106037. Иcx. 26 + 3,0% ДСБ-5СК 1090 106038. Иcx. 26 + 5,0% ДСБ-5СК 1090 106039. Иcx. 26 + 0,1% ДСБ-4ТТ 1090 101040. Иcx. 26 + 0,3% ДСБ-4ТТ 1090 107041. Иcx. 26 + 0,5% ДСБ-4ТТ 1090 106042. Иcx. 26 + 1,0% ДСБ-4ТТ 1090 107043. Иcx. 26 + 3,0% ДСБ-4ТТ 1090 107044. Иcx. 26 + 5,0% ДСБ-4ТТ 1090 107045. Исх. 26 + 0,1% ДСПБ-БС 1090 85046. Иcx. 26 + 0,3% ДСПБ-БС 1090 85047. Иcx. 26 + 0,5% ДСПБ-БС 1090 87048. Иcx. 26 + 1,0% ДСПБ-БС 1090 100049. Иcx. 26 + 3,0% ДСПБ-БС 1090 1020-105050. Исх. 26 + 5,0% ДСПБ-БС 1090 1050-1080

В заключение рассмотрим результаты исследова-ний влияния смазочной и противоприхватной при-садки ДСБ-МГК (НПФ «Бурсинтез», 2003г.) на основные и смазывающие свойства глинистых рас-творов.

Согласно сопроводительному документу «Присадка смазочная и противоприхватная к буро-вым растворам «ДСБ-МГК» представляет собой смесь высококипящих побочных продуктов произ-водства гликолей (полигликоль), продуктов взаимо-действия жирных кислот растительных масел (таких, как кокосовое, рапсовое и др.) с алкоксиаминами и углеводородного растворителя (керосин).

Данная присадка предназначена для улучшения смазочных свойств бурового раствора в целях сни-жения расхода нефти на его обработку и увеличения срока службы бурового оборудования, а также явля-ется антиприхватной добавкой для установки ванн при прихвате бурового инструмента. Реагент при-

Таблица 10. Влияние смазочных добавок ДСБ-КТМ1, ДСБ-5СК, ДСПБ-БС и ДСБ-4ТТ на свойства бентонитовой суспензии

№ Состав промывочной жидкости

ρ, кг/м3

УВ, с

ПФ, см3/30 мин

CНC1/10, дПа

Реология К, мм Клипк., градус

рНPV AV YP

1. Исх. – БС 1060 22 17 4/8 8 12 7 1,5 12 10,02. Исх. 1 + 0,5% ДСБ-КТМ1 1060 22 15 6/10 6 11 9 1,5 9,0 9,943. Исх. 1 + 5% ДСБ-КТМ1 1060 22 11 4/8 9 11 3 1,5 9,0 9,094. Исх. 1 + 0,5% ДСБ-5СК 1060 23 15 4/10 8 13 9 1,5 7,0 10,025. Исх. 1 + 5% ДСБ-5СК 1060 25 10 5/11 9 15 11 1,5 10,0 9,966. Исх. 1 + 0,5% ДСПБ-БС 1060 22 16,5 4/10 7 12 10 1,5 7,0 10,027. Исх. 1 + 5% ДСПБ-БС 1060 23 13 4/11 9 14 9 1,5 5,0 10,028. Исх. 1 + 0,5% ДСБ-4ТТ 1060 22 17 6/12 9 13 8 1,5 5,0 10,019. Исх. 1 + 5% ДСБ-4ТТ 1060 20 15 2/6 8 9 2 1,5 10,0 9,98


2014, т. 12, № 2

меняется при бурении вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин, может быть использован в технологиях интенсификации добычи нефти.

По физико-химическим показателям согласно ТУ 2458-039-52412574-03 присадка смазочная и проти-воприхватная к буровым растворам ДСБ-МГК должна соответствовать следующим нормам:

1. Внешний вид – жидкость от светло-коричне-вого до темно-коричневого цвета;

2. Температура застывания, не выше минус 30 °С (по ГОСТ 20287-91);

3. Кинематическая вязкость при 20°С не более 120 мм2/с (по ГОСТ 33-82);

4. Температура вспышки в открытом тигле не ниже 40 °С (по ГОСТ 6356-75).

Для исследования влияния добавок реагента выполнили эксперименты с добавлением смазки как

в бентонитовую суспензию, так и естественный (буровой) глинистый раствор. Для сравнения эффек-тивности использования представленного образца ДСБ-МГК в качестве смазочной добавки аналогич-ные исследования провели и с добавлением смазоч-ной добавки ДСПБ-БС того же производства НПФ «Бурсинтез» (таблица 12).

Полученные данные растворимости реагентов в различных технологических средах в соотношении реагент : среда – 1:10 приведены в таблице 13.

Влияние смазочной добавки ДСБ-МГК на параме-тры бентонитовой суспензии (БС) приведены в таблице 14, а смазочной добавки ДСПБ-БС – в таблице 15. Влияние смазочной добавки «ДСБ-МГК» на параметры глинистого бурового раствора (БР) при-ведены в таблице 16, а смазочной добавки ДСПБ-БС – в таблице 17.

Таблица 12. Физико-химические свойства реагентов ДСБ-МГК и ДСПБ-БС

Параметры ДСБ-МГК ДСПБ-БСВнешний вид Жидкость коричневого цвета Жидкость темно-коричневого цветаТемпература замерзания, °С При минус 6°С – вязкая текучая жидкостьПлотность при 20°С, кг/м3 1030 1023рН 10%-й водной вытяжки реагента 10,09 9,33

Таблица 13. Растворимость смазочных добавок ДСБ-МГК и ДСПБ-БС в различных технологических средах (1:10)

Технологическая среда

ДСБ-МГК ДСПБ-БСдо т/с после т/с до после

1 2 3 4 5Вода (дистиллированная)

Вязкая маслянистая эмульсия по всему объему

Осветленная часть белого цвета внизу – 16% по объему; остальное – вязкая непрозрачная жидкость светло-молочного цвета, сверху – небольшое количество пены

Мутная жидкость молочного цвета по всему объему

Прозрачная жидкость, реагент сверху. При встряхивании образуется эмульсия молочного цвета.

Р-р NaCl, ρ = 1115 кг/м3

Снизу – мутная жидкость, сверху – хлопьевидная вязкая масса

Прозрачная жидкость, реагент – в верхней части пробирки в виде неподвижной желеобразной массы, на стенках пробирки – капельки маслянистой жидкости

При встряхива-нии образуется непрозрачная жидкость желто-го цвета, быстро разделяется на две фазы: реагент сверху

Прозрачная жидкость, реагент – в верхней части пробирки, на стенках пробирки – капельки маслянистой жидкости, при встряхивании – мутная жидкость желтого цвета

Р-р СаСl2 , ρ = 1190 кг/м3

Р-р КСl, ρ=1170 кг/м3

Р-р Al2(SO4)3 , ρ = 1110 кг/м3

Хлопьевидная вязкая масса по всему объему

Ацетон Образец полностью растворился

Образец не т/с Образец полностью растворился

Образец не т/с

Дизельное топливо Реагент на дне про-бирки

Толуол Реагент на дне про-бирки

Образец полностью растворился

ИПС Образец полностью растворим

Примечание: т/с –термостатирование; пробы, растворимые в водных средах подвергали термостатированию при 60°С в течение 16 ч.


2014, т. 12, № 2

При концентрации 0,3% ДСБ-МГК в процессе перемешивания на высокоскоростной мешалке гли-нистая суспензия вспенилась, образующаяся при этом пена была стойкая во времени. При перемеши-вании на лопастях мешалки оставалась смазочная добавка в виде масляной массы.

При перемешивании на высокоскоростной мешалке пробы глинистой суспензии с добавлением смазочной добавки ДСПБ-БС практически мгно-венно вспенивались с образованием стойкой во вре-мени пены.

Таблица 14. Влияние смазочной присадки ДСБ-МГК на параметры бентонитовой суспензии

Параметры Исх. р-р – БС БС + добавка ДСБ-МГК, %до т/с после

т/с0,3 0,5 1,0 1,5 3 5до до после до после до до после до

УВ, с 24 24 24 24 24 24 24 25 26 25 28ρ, кг/м3 1045 1045 1045 1045 1045 1045 1045 1045 1045 1030 1045ρвсп., кг/м3 1045 1045 1030 1030 1020 1000 1000 980 960 900 800рН 10,06 10,02 10,05 10,08 10,08 10,09 10,08 10,2 10,16 10,2 10,27600/300 15/15 12/15 13/15 13/15 14/18 15/20 16/18 18/20 14/22 18/21 18/24200/100 13/8 15/12 13/8 13/8 17/9 15/9 17/9 14/11 18/9 15/9 18/1160/30 6/4 10/5 6/4 6/4 8/4 7/2 8/4 7/5 6/2 7/4 9/26/3 3/2 4/3 3/2 3/2 4/3 2/2 4/3 4/3 2/2 4/3 2/2СНС10с/10мин 4/12 4/12 2/10 2/10 4/9 2/8 4/9 3/8 2/10 4/9 4/9PV 10 8 10 10 10 15 10 8 12 10 14YP 5 13 5 5 8 5 8 12 10 11 10AV 13 15 13 13 14 18 14 14 17 15 19ПФ, см3/30 мин 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15

К, мм 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2Клипк, градус 13 12 9 8 8 6 4 5 5 4 4

Примечание: СНС10с/10мин – статическое напряжение сдвига, фунт/100 фут2; PV – пластическая вязкость, сПз; YP – динамическое на-пряжение сдвига, фунт/100 фут2; AV – эффективная вязкость, сПз

Таблица 15. Влияние смазочной присадки ДСПБ-БС на параметры бентонитовой суспензии

Параметры Исх. р-р – БС БС + добавка ДСПБ-БС, %до т/с после


УВ, с 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23ρ, кг/м3 1040 1040 1040 1040 1020 1040 1020 1040 1040 1030 1040ρвсп., кг/м3 1040 1040 800 800 860 800 870 800 800 900 800рН 10,19 10,09 10,2 10,2 10,13 10,19 10,12 10,2 10,2 10,09 10,2600/300 26/16 26/16 26/16 26/16 26/16 26/16 26/16 27/18 27/18 27/18 27/18200/100 16/7 16/7 16/7 16/7 16/7 16/7 16/7 12/11 12/11 12/11 12/1160/30 7/6 7/6 7/5 7/5 7/5 7/5 7/5 6/6 6/6 6/6 6/66/3 2/2 2/2 3/2 3/2 3/2 3/2 3/2 3/2 3/2 3/2 2/1СНС10с/10мин 2/9 2/9 2/9 2/9 2/9 2/9 2/9 2/9 2/9 2/9 2/9PV 10 10 10 10 10 10 10 9 9 9 9YP 6 6 6 6 6 6 6 9 9 9 9AV 13 13 13 13 13 13 13 14 14 14 14ПФ, см3/30 мин

16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16

К, мм 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2Клипк, градус 13 12 12 12 12 10 8 7 7 5 4


2014, т. 12, № 2

При перемешивании на высокоскоростной мешалке пробы глинистого бурового раствора с добавлением смазочной добавки ДСПБ-БС вспени-вались с образованием высокой, но нестойкой во времени пены, которая быстро оседала.

ВыводыИзученные смазочные добавки не оказывают

существенного влияния на основные параметры гли-

нистых растворов. Однако практически во всех слу-чаях они вызывают достаточно интенсивное вспенивание бентонитовых суспензий, что, вероят-нее всего, обусловлено повышенным уровнем рН дисперсионной среды. Вместе с тем, смазочные добавки различаются по эффективности уменьше-ния липкости глинистой корки при одной и той же величине дозирования. Весь представленный арсе-нал реагентов может быть использован при бурении

Таблица 16. Влияние смазочной добавки ДСБ-МГК на параметры бурового раствора

Параметры Исх. р-р – БР БР + добавка ДСБ-МГК, %до т/с после


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12УВ, с 25 25 25 25 25 25 25 25 28 28 31ρ, кг/м3 1050 1050 1050 1050 1050 1050 1050 1050 1050 1050 1050ρвсп., кг/м3 1040 1040 1030 1030 1030 1020 1020 1010 1010 1020 1010рН 8,66 8,66 8,52 8,84 8,63 8,81 8,68 8,98 9,14 8,92 9,19600/300 30/19 31/18 31/18 31/18 35/21 35/20 35/21 33/18 36/21 36/22 43/25200/100 12/11 14/7 12/11 12/11 15/10 14/8 15/9 14/7 15/9 15/9 20/1160/30 5/5 та 5/4 5/5 7V7 8/4 7/7 5/5 8/3 6/6 10/36/3 3/’3 5/3 3/2 3/3 2/1 3/3 7/7 4/2 2/2 6/6 3/2,5СНС10с/10мин 3/2 2/2 2/2 2/2 1/4 2/2 1/2 1/2 2/2 2/2 2/2PV 11 13 13 13 14 15 14 15 15 14 18YP 8 5 5 5 7 5 7 3 6 8 7AV 15 15 15 15 17 17 17 16 18 18 21ПФ, см3/30 мин

5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

К, мм 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3Клипк, градус 10 13 8 5 6 5 5 5 5 4 5

При перемешивании порций бурового раствора с добавлением смазочной добавки ДСБ-МГК на лопастях мешалки оставалась определенная часть смазочной добавки в виде масляной массы.

Таблица 17. Влияние смазочной присадки ДСПБ-БС на параметры бурового раствора

Параметры Исх. р-р – БР БР + добавка ДСПБ-БС, %до т/с после


УВ, с 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25ρ, кг/м3 1050 1050 1050 1050 1050 1050 1050 1050 1050 1050 1050ρвсп., кг/м3 1040 1040 1040 1040 1040 1020 1040 1010 1030 1030 1030рН 8,66 8,66 8,71 8,82 8,71 8,86 8,81 8,9 8,95 8,76 9,04600/300 30/19 31/18 31/19 28/16 29/17 29/18 30/20 32/20 32/20 37/21 32/20200/100 12/11 14/7 13/7 12/7 13/9 13/7 13/12 12/12 13/12 17/9 13/1260/30 5/5 7/7 7/4 7/3 8/3 7/6 6/5 5/3 5/4 9/3 5/46/3 3/3» 5/3 3/1 3/3 3/3 1/1 3/2 3/2 3/2 3/2 3/2СНС10с/10мин 3/2 2/2 2/2 2/2 2/4 2/2 2/4 2/2 2/2 1/3 2/2PV 11 13 12 12 12 11 10 12 12 16 12YP 8 5 7 4 5 7 10 8 8 5 8AV 15 15 15 14 14 14 15 16 16 18 16ПФ, см3/30 мин

5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

К, мм 0,5 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3Клипк, градус 10 13 7 5 4 4 4 4 4 4 4


2014, т. 12, № 2

глубоких скважин в Ноябрьском нефтегазовом реги-оне Западной Сибири. Однако для каждого конкрет-ного вида предварительной обработки естественного бурового раствора комбинациями химических реа-гентов следует подбирать оптимальные вид и кон-

центрацию смазывающей добавки. Кроме того, в большинстве случаев необходимо предусмотреть совместное использование смазочных добавок с пеногасителем.


1 Применение жидкостных ванн на основе Флотореганта-оксаль при ликвида-ции прихватов бурильной колонны / Петров Н.А. и др. // Нефтегазовое дело: науч. журн./ УГНТУ. 2006. [Т.2]. 12 сент.URL: http://www.ogbus.ru/authors/PetrovNA/PetrovNA _3.pdf. – (0420600005 /0074) - №4/94 от 27.02.2007.

2 Исследование реагента LUBE-167 в качестве смазочной добавки к буровым растворам / Петров Н.А. и др. //Нефтегазовое дело: науч. журн. / УГНТУ. 2007. [Т.1]. 23 янв.URL: http://www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _9.pdf

3 Применение смазочной добавки K-LUBE в буровых растворах / Петров Н.А. и др. //Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. / УГНТУ. 2008. [Т.1]. 17февр.URL: http://www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _13.pdf

4 Исследование зарубежных лубри-кантов и эмульгаторов в качестве смазоч-ных добавок промывочных растворов / Петров Н.А. и др. // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. / УГНТУ. 2012. № 5. С. 405-418. URL: http://www.ogbus.ru/authors /Petrov NA/Petrov NA _22.pdf

5 Использование полидиметилсилок-санов в качестве смазочных добавок гли-нистых буровых растворов / Петров Н.А. и др. //Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. 2013. №5. С. 73-88. URL: http://www.ogbus.ru/authors/PetrovNA/PetrovNA_ 24.pdf

6 Исследование зарубежных смазоч-ных добавок буровых растворов Duna-Drill DL-365 и ClearLube-6156 / Петров Н.А. и др. //Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. 2013. №5. С. 73-88. URL: http://www.ogbus.ru/authors/PetrovNA/PetrovNA_25.pdf

7 Исследование смазочных добавок и их композиций в составе глинистых рас-творов / Петров Н.А. и др. // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. 2013. №6. С. 37-57. URL: http://www.ogbus.ru/authors/PetrovNA/PetrovNA_26.pdf

8 Исследование реагентов, применя-емых в жидкостных ваннах для ликвида-ции прихватов / Петров Н.А. и др. //Нефтегазовое дело: науч.-техн. журн. / УГНТУ. 2012. Т.10, №2. С. 28-31.

9 Влияние лубрикантов на основные и смазочные свойства глинистых раство-ров / Петров Н.А. и др. //Нефтегазовое дело: науч.-техн. журн. / УГНТУ. 2012. Т.10, №3. С. 15-23.

10 Химреагенты и материалы для буровых растворов /Петров Н.А. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. - (Обзор.информ. в 2 ч.) - Ч. 1- 65 с.; Ч. 2. -72 с.

11 Регулирование основных и специ-альных свойств буровых растворов / Петров Н.А. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. - (Обзор.информ.).

REFERENCES1 Primenenie zhidkostnyh vann na

osnove Flotoreganta-oksal’ pri likvidacii prihvatov buril’noi kolonny / Petrov N.A. i dr. // Neftegazovoe delo: nauch. zhurn./ UGNTU. 2006. [T.2]. 12 sent.URL: http://www.ogbus.ru/authors/PetrovNA/PetrovNA _3.pdf. (0420600005 /0074) - ¹4/94 ot 27.02.2007.

2 Issledovanie reagenta LUBE-167 v kachestve smazochnoi dobavki k burovym rastvoram / Petrov N.A. i dr. //Neftegazovoe delo: nauch. zhurn. / UGNTU. 2007. [T.1]. 23 yanv.URL: http://www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _9.pdf.

3 Primenenie smazochnoi dobavki K-LUBE v burovyh rastvorah / Petrov N.A. i dr. //Neftegazovoe delo: elektron. nauch. zhurn. / UGNTU. 2008. [T.1]. 17fevr.URL: http://www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _13.pdf.

4 Issledovanie zarubezhnyh lubrikantov i emul’gatorov v kachestve smazochnyh dobavok promyvochnyh rastvorov / Petrov N.A. i dr. // Neftegazovoe delo: elektron. nauch. zhurn. / UGNTU. 2012. ¹ 5. S. 405-418. URL: http://www.ogbus.ru/authors /Petrov NA/Petrov NA _22.pdf.

5 Ispol’zovanie polidimetilsiloksanov v kachestve smazochnyh dobavok glinistyh burovyh rastvorov / Petrov N.A. i dr. //

Neftegazovoe delo: elektron. nauch. zhurn. 2013. ¹5. S. 73-88. URL: http://www.ogbus.ru/authors/PetrovNA/PetrovNA_ 24.pdf.

6 Issledovanie zarubezhnyh smazoch-nyh dobavok burovyh rastvorov Duna-Drill DL-365 i ClearLube-6156 / Petrov N.A. i dr. //Neftegazovoe delo: elektron. nauch. zhurn. 2013. ¹5. S. 73-88. URL: http://www.ogbus.ru/authors/PetrovNA/PetrovNA_25.pdf.

7 Issledovanie smazochnyh dobavok i ih kompozicii v sostave glinistyh rastvorov / Petrov N.A. i dr. // Neftegazovoe delo: elektron. nauch. zhurn. 2013. ¹6. S. 37-57. URL: http://www.ogbus.ru/authors/PetrovNA/PetrovNA_26.pdf.

8 Issledovanie reagentov, prime-nyaemyh v zhidkostnyh vannah dlya likvidacii prihvatov / Petrov N.A. i dr. //Neftegazovoe delo: nauch.-tehn. zhurn. / UGNTU. 2012. T.10, ¹2. S. 28-31.

9 Vliyanie lubrikantov na osnovnye i smazochnye svoistva glinistyh rastvorov / Petrov N.A. i dr. //Neftegazovoe delo: nauch.-tehn. zhurn. / UGNTU. 2012. T.10, ¹3. S. 15-23.

10 Himreagenty i materialy dlya burovyh rastvorov /Petrov N.A. i dr. M.: VNIIOENG, 1997. - (Obzor.inform. v 2 ch.) - Ch. 1- 65 s.; Ch. 2. -72 s. [in Russian].

11 Regulirovanie osnovnyh i special’nyh svoistv burovyh rastvorov / Petrov N.A. i dr. M.: VNIIOENG, 1998. - (Obzor.inform.). [in Russian].

Петров Н.А., д-р техн. наук, д-р хим. наук, профессор, руководитель ИП г.Уфа, Российская ФедерацияN.A.Petrov, Doctor of Technical Sciences, Doctor of Chemical Sciences, Professor, Individual Enterpreneur-Manager, Ufa, the Russian Federatione-mail: [email protected]

Давыдова И.Н., главный специалист отде-ла технологий и заканчивания скважин, ООО «Газпром НИЦ» г. Санкт-Петербург, Российская ФедерацияI.N.Davydova, Chief Specialist of Drilling Mud Laboratory, LLC Gazprom Research

642014, т. 12, № 2

Разработка нефтяных и газовых месторождений

УДК 622.276ПРИМЕНЕНИЕ НЕйРОННЫХ СЕТЕй ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА (ГРП)APPLICATION OF NEURAL NETWORKS FOR PREDICTING THE EFFICIENCY OF FORMATION HYDRAULIC FRACTURING (FHF)

Эффективная разработка месторождений углеводородов невозможна без полно-го и всестороннего моделирования процессов, происходящих в эксплуатируе-мых пластах-коллекторах. Одной из наиболее важных задач моделирования является оценка эффективности проводимых и планируемых геолого-техноло-гических мероприятий (ГТМ).На сегодняшний день трёхмерные гидродинамические математические модели, основанные на теории фильтрации жидкостей и газов в пористых средах, позво-ляют достаточно точно моделировать происходящие процессы. Однако, незави-симо от используемого симулятора, применение сложного, наукоёмкого, матема-тического моделирования вызывает ряд общих трудностей:1. Сбор и обработка исходных данных для построения геологических и фильтра-ционных моделей может занять продолжительное время. Также часть данных может быть «зашумлена» в связи, с чем приходится делать ряд вынужденных упрощений, что может значительно сказаться на качестве модели;2. Процесс адаптации модели к истории разработки моделируемого эксплуата-ционного объекта также не всегда удается завершить в приемлемые временные рамки.Таким образом, следует вывод, что сбор и нормализация данных для настройки и актуализации гидродинамической модели требует большого количества вре-мени, поэтому моделирование чаще всего используют для обоснования проведе-ния высокозатратных ГТМ, таких как ввод новых скважин, бурение боковых стволов и т.п., которые планируются заранее.Низкозатратные ГТМ, обычно требующие оперативного планирования, в част-ности ГРП, чаще всего рассчитываются аналитически, что не всегда позволяет учесть влияние гидродинамических процессов, проходящих в пласте, на эффект мероприятия.Для решения данной задачи в качестве естественного дополнения, к рассматри-ваемым методам оценки эффективности, предлагается использовать метод имитационного моделирования, реализуемого с помощью нейронных сетей. В данной статье приведены результаты эксперимента применения нейросетевого подхода для прогнозирования эффективности ГРП, также сделаны выводы его эффективности.

Efficient development of hydrocarbon fields is impossible without total and comprehensive modeling of processes in operated reservoirs. One of the most important tasks of modeling is assessment of efficiency of executed and planned geological and technical measures (GTM).Nowadays 3D hydrodynamic mathematical models based on theory of filtration of liquids and gases in porous media allow accurately simulate different reservoir processes. However, regardless of used simulator, application of difficult, high-technology, mathematical modeling causes a number of common challenges:1. Collection and preparation of input data for creating of geological and filtration models may take a long time. Also part of the data may be distorted thereby we have to make a number of simplification. It can cause a significant reduction in quality of the model;2. Also the process of model adaptation to development history of simulated reservoir is not always possible to complete in a reasonable time frame.Thus, we can make the conclusion that data collection and normalization for setting and updating of hydrodynamic model require much time, so modeling is often used for justification of high-cost GTM such as drilling of new wells, sidetrack drilling, etc. Such GTM usually are planned in advance.Low-cost GTM, which usually require operational planning particularly formation hydraulic fracturing (FHF) often are calculated analytically. Such methods don`t always allow to consider the influence of reservoir hydrodynamic processes on effect of treatment.For solving this problem, the method of simulation modeling based on neural networks is proposed to use as an additional method to the considered methods of efficiency assessment. In this article the results of experiment of neural networks approach application for predicting the efficiency of FHF are given. In addition, the conclusions about its efficiency have been made.

Андронов Ю.В., Стрекалов А.В.,ФГБОУ ВПО «Тюменский

государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень, Российская

Федерация, Филиал ООО «ЛУКОйЛ-

Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»,

г. Тюмень, Российская Федерация

Y.V. Andronov, A.V. Strekalov,FSBEI НРЕ «Tyumen State Oil and Gas

University», Tyumen, the Russian Federation,

«LUKOIL-Engineering», Branch LLC, «KogalymNIPIneft»,

Tyumen, the Russian Federation

65Разработка нефтяных и газовых месторождений

2014, т. 12, № 2

Ключевые слова: методы прогнозирования, гео-лого-техническое мероприятие, гидравлический разрыв пласта, имитационное моделирование, эффективность, симулятор, нейронная сеть, обучаю-щая выборка.

Key words: forecasting methods,geological and technical measure, formation hydraulic fracturing, imitation modeling,efficiency, simulator, neural network, training sample.

В настоящее время существует большое количе-ство различных программных симуляторов залежей углеводородов, реализующих различные типы моде-лей фильтрации. Среди зарубежных разработок наи-более известны программные продукты Eclipse компании Schlumberger и IrapRMS компании ROXAR. Из отечественных программных комплек-сов следует отметить следующие: TimeZYX, Техсхема и Hydraulic Symuiator (Hydra’Sym) [1]. Данные симуляторы являются наиболее продвину-тыми и позволяют решать большое количество при-кладных задач и проводить различные исследования на основе моделирования. Однако, независимо от используемого симулятора, применение сложного, наукоёмкого, математического моделирования вызы-вает ряд общих трудностей.

Для построения геологических и фильтрацион-ных моделей, адекватных реальным объектам, необ-ходим большой объём достоверных исходных данных: результаты интерпретации геофизических (ГИС) и гидродинамических (ГДИ) исследований скважин, режимы их работы, и другая промысловая информация. Неполнота имеющейся информации ведет к использованию при расчетах ряда вынужден-ных, упрощающих предположений или допущений, например:

Значения мощности и проницаемости предпола-гаются одинаковыми в рамках каждого элемента сетки, которая разбивает пласт на конечные эле-менты;

Реальные пласты сложной геометрической формы заменяются пластами цилиндрической, кону-сообразной, прямоугольной формы.

Погрешности схематизации в моделировании приводят к снижению достоверности, а иногда и несопоставимости модели реальной системе [2].

По итогам построения модель обязательно должна пройти процедуру адаптации к истории работы скважин и, в целом, разработки моделируе-мого объекта. Процесс адаптации также требует про-должительных расчетов и подгонки параметров, поэтому, не всегда возможно построить адекватную математическую модель с приемлемыми времен-ными затратами [3].

Таким образом, следует вывод, что сбор и норма-лизация данных для настройки и актуализации гидродинамической модели требуют большого коли-

чества времени, поэтому моделирование чаще всего используют для обоснования проведения высокоза-тратных ГТМ, таких как ввод новых скважин, буре-ние боковых стволов и т.п., которые планируются заранее.

Низкозатратные ГТМ, обычно требующие опера-тивного планирования, в частности ГРП, рассчиты-ваются с помощью специальных программных комплексов 2D, псевдо-3D и 3D моделирования (Radial, StimPlan, FracPro, Terra-Frac и другие). Также расчет эффективности ГРП, на основе суще-ствующего ряда формул, можно реализовать в боль-шинстве программ, предназначенных для работы с данными, например, MS Excel.

Анализ подобных программных продуктов пока-зывает, что они также имеют ряд существенных недостатков, таких как: высокая стоимость лицен-зии, сложный интерфейс и отсутствие обучающей литературы на русском языке, что существенно осложняет использование данных утилит. Аналитические же расчеты не всегда позволяют учесть гидродинамические процессы, протекающие в пласте, а также носят несколько идеализированный характер.

ГРП получил широкое распространение в каче-стве эффективного метода повышения нефтеотдачи. В связи с большими объёмами операций ГРП, необ-ходимо качественное планирование каждой обра-ботки, чтобы был достигнут максимальный технико-экономический эффект.

Очевидно, что необходима разработка дополни-тельного метода прогнозирования эффективности ГРП, который сочетал бы в себе следующие преиму-щества: оперативность расчетов, отсутствие необхо-димости постоянной актуализации или настройки и учет влияния на эффект факторов на основе факти-ческих данных. Сочетание такого метода с гидроди-намическим моделированием позволило бы уверенно подбирать скважины-кандидаты для ГРП и уменьшить количество обработок, недостигших планового дебита нефти, по причинам, связанным с неправильным планированием.

Для решения данной задачи в качестве естествен-ного дополнения к рассмотренным методам оценки эффективности предлагается использовать метод имитационного моделирования [4], реализуемого с помощью нейронных сетей.

Нейросетевой метод может применяться всегда, когда имеется взаимосвязь между некоторой прогно-зируемой величиной (выходной) и определяющими ее значение входными переменными. Основным принципом имитационного моделирования является принцип «чёрного ящика» – моделируется не вну-треннее, а внешнее функционирование системы. Обучение сети или, другими словами, аппроксима-ция функции – это процесс поиска математической функции, как можно более точно, описывающей


2014, т. 12, № 2

целевую зависимость. При качественном обучении сеть может выдавать прогнозы с достаточно высокой степенью точности, причем прогноз будет устойчив к искаженным данным, также можно делать прогноз в условиях отсутствия некоторых входных данных на основе обобщения [5]. Эта особенность данного метода имеет важное прикладное значение для поставленной задачи (прогнозирование эффектив-ности ГРП).

Основой нейросетевого метода служит биологи-ческий нейрон – особая нервная клетка, которая при-нимает, преобразовывает и распространяет (или же глушит) различные сигналы, поступающие извне.

Схематично математическая модель нейрона представлена на рисунке 1. Принцип его действия следующий: на вход поступают N-ое количество сиг-налов х, далее каждый из них умножается на только ему присущий вес w, затем сумма преобразованных сигналов сравнивается с некоторым порогом b. По результатам сравнения возможно 2 варианта: сигнал либо глушится (если порог оказался выше суммы), либо преобразуется с помощью некоторой функции активации f и подается на вход следующего нейрона (если сумма сигналов оказалась выше порога).

Рисунок 1. Математическая модель единичного нейрона

Сеть нейронов, объединенных по такому прин-ципу, способна в простейшем виде моделировать

мозговую деятельность, т.е. принимать внешние сиг-налы и, используя свойство памяти, обучаться на полученном опыте. Обученная сеть может приме-няться для решения различных прикладных задач прогнозирования, классификации и т.д.

Процесс обучения сети производится в несколько шагов:

1. Сбор исходной информации для обучения;2. Обработка данных (нормализация);3. Выбор типа задачи и инструмента построе-

ния сети;4. Задание сетевых характеристик и параме-

тров обучения;5. Непосредственно обучение;6. Проверка обучения на адекватность;7. Дообучение или переобучение сети;8. Прикладное применение полученных моде-

лей [6].Перед началом эксперимента по обучению сети

для дальнейшего прогнозирования эффективности ГРП был проведен мониторинг существующих ней-росимуляторов, с целью выбора наиболее произво-дительного и удобного в использовании [5, 7]. Были рассмотрены следующие программные продукты: NeuroSolutions, MemBrain, SNNS (Stuttgart Neural Network Simulator), NeuroPro, Deductor и STATISTICA. В итоге была выбрана программа STATISTICA, в большей степени отвечающая следу-ющим требованиям:

- удобный и наглядный интерфейс;- поддержка большинства моделей сетей и алго-

ритмов обучения;- наличие вспомогательных средств по анализу

данных и оптимизации сети;- возможность добавления собственных модулей

пользователя.Для первой экспериментальной обучающей

выборки были собраны данные по 55 операциям ГРП на объекте ЮВ1 Урьевского месторождения.

Таблица 1. Фрагмент обучающей выборки

№ скв. Дебит жидкости,

м3/сут

Обводнен-ность, %

Рпл, атм

Нэфф.нн., м

Кпор, д.ед.

Текущие подвижные

запасы, тыс.т

Темп закачки, м3/мин

mpr, т Дебит нефти после ГРП,

т/сут2607Н 2,1 18,8 200 4,5 0,190 44,14 3,5 39,8 23,54839 13,2 6,7 220 10,2 0,186 99,42 3,5 50,0 21,07110 4,0 8,4 230 8,4 0,173 70,92 3,5 50,0 7,27140 4,1 6,0 126 11,2 0,170 95,01 3,5 40,1 15,87321 3,0 4,8 210 6,6 0,172 58,39 3,5 55,0 5,17396 13,0 49,5 162 9,5 0,184 70,33 3,5 40,0 18,67480 8,3 22,2 228 12,1 0,184 98,17 3,5 50,0 15,27759 11,3 18,8 260 11,4 0,175 65,23 3,5 50,1 14,07769 10,9 10,4 240 10,1 0,182 81,23 3,5 50,0 15,37770 15,1 5,1 198 10,6 0,182 79,21 3,5 50,0 9,37789 4,2 37,4 250 8,2 0,168 72,03 3,5 60,0 3,77822 10,3 16,5 210 14,2 0,177 155,37 3,8 51,6 13,37832 9,1 7,9 219 11,5 0,177 86,71 3,5 50,1 16,7


2014, т. 12, № 2

В связи со сравнительно небольшим количеством операций (наблюдений) было выбрано 8 входных параметров, предположительно значительно влияю-щих на эффект от ГРП: дебит жидкости до ГРП, обводненность до ГРП, пластовое давление по сква-жине, эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициент пористости, текущие подвижные запасы на момент обработки (рассчитанные объём-ным методом), темп закачки жидкости разрыва и масса закаченного проппанта. Выходной величиной взят средний дебит нефти за 3 месяца работы сква-жины после ГРП (таблица 1).

Основным недостатком нейросетевого подхода является то, что для обучения сети используется лишь набор данных «вход-выход» без учета проме-жуточных процессов, т.е. если входные параметры по своим значениям и физической природе соответ-ствуют хорошему эффекту ГРП, а прогнозируемая

величина дебита нефти не была достигнута вслед-ствие какого-либо гидродинамического процесса, то сеть столкнется с противоречиями при обучении (рисунки 2, 3), которые могут отразиться на качестве прогнозов. Однако, данная проблема почти полно-стью решается с помощью нормализации обучаю-щих данных, т.е. исключения из обучения противоречивых наблюдений.

По итогам обучения с помощью мастера решений были выбраны 5 лучших сетей на основе двух глав-ных критериев, отвечающих за эффективность сети: тестовая производительность и тестовая ошибка (таблица 2). Мера производительности обозначает отношение предсказанного и наблюдаемого стан-дартных отклонений, ошибка обучения – среднее квадратичное отклонение (сумма квадратов разно-стей между целевыми и фактическими выходными значениями каждого выходного элемента).

Рисунок 2. Прорыв трещины ГРП в зоны влияния окружающих нагнетательных скважин (противоречивый обучающий пример)

Рисунок 3. Пример обычного ГРП (подходящий пример для обучения)

Таблица 2. Итоги обучения сетей


2014, т. 12, № 2

Следовательно, чем ближе значение производитель-ности к 1 и чем ближе значение ошибки к 0, тем эффективнее будет работать сеть.

В таблице 2 видно, что две из полученных сетей имеют архитектуру многослойного персептрона (МП) и три – архитектуру радиальных базисных функций (РБФ). Сравнивая значения производитель-ности и ошибки данных сетей, можно сделать вывод, что в данном случае наиболее эффективными явля-ются сети с архитектурой радиальных базисных функций. Сеть № 5 была выбрана для оценки эффек-тивности предсказания дебита нефти после ГРП. В программу были загружены входные данные ещё по

10-ти, проведенным ранее ГРП (данные наблюдения не участвовали в обучении, поэтому сеть не знала результаты), в таблице 3 представлены результаты тестирования сети.

ВыводыИз таблицы 3 видно, что сеть дала более точный

прогноз по сравнению с моделью примерно в 50% случаев, остальные прогнозы также являются адек-ватными, следовательно, можно сделать вывод, что имитационное моделирование на основе нейронных сетей может применяться в качестве дополнитель-ного метода оценки потенциала эффективности ГРП при подборе скважин-кандидатов.

Однако данный метод нуждается в доработке, поскольку на основе всего 8 экспериментально подо-бранных входных параметров и обучающей выборке в 55 наблюдений при отсутствии глубокого анализа результатов нельзя с большой уверенностью пола-гаться на прогнозы сети.

В дальнейшем с помощью нескольких типов сетей планируется провести детальный анализ вли-яния различных параметров и условий на эффектив-ность ГРП и выбрать их них наиболее значимые. Также планируется увеличить количество входных наблюдений, что в совокупности позволит создать более эффективные модели сетей с оптимальным количеством входов и высокой степенью сходимости фактических и предсказанных значений дебита нефти после ГРП.


1 Комплекс универсального моделиро-вания технических гидравлических систем поддержания пластового давления Hydraulic Symuiator (Hydra’Sym) лаборатории разра-ботки ПО SunEXe/ Стрекалов А. В.: свид-во РОСПАТЕНТ № 2002611864 о регистрации программы для ЭВМ. М., 2002. 1 с.

2 Алтунин А. Е., Семухин М. В. Модели и алгоритмы принятия решений в нечетких условиях: монография. Тюмень: Изд-во Тюменского гос. ун-та, 2000. 352 c.

3 Стрекалов А. В., Хусаинов А. Т. Математическое моделирование процес-сов нефтедобычи на основе нейронных сетей: монография. Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. 164 с.

4 Шеннон P. Имитационное модели-рование систем – искусство и наука. М.: Мир, 1978. 422 с.

5 Боровиков В.П. Нейронные сети. STATISTICA Neural Networks: методоло-гия и технологии современного анализа данных. 2-е изд., М.: Горячая линия – Телеком, 2008. 392 с.

6 URL: http://ru.m.wikipedia/wiki/Искусственная_нейронная_сеть.

7 Черепанов Ф.М. Симулятор нейрон-ных сетей для вузов // Вестник Перм ского

университета. Сер. Математика. Ме ханика. Информатика. 2012. Вып. 3 (11). С. 98-105.

REFERENCES1 Kompleks universalnogo modeli-

rovaniya tehnicheskih gidravlicheskih system podderzhaniya plastovogo davleniya Hydraulic Symuiator (Hydra’Sym) laboratorii razrabotki PO SunEXe/ Strekalov A.V. Sv-vo ROSPATENTa № 2002611864 o registratsii programmyi dlya EVM. M. 2002. 1s. [in Russian].

2 Altunin A.E., Semuhin M.V. Modelii algoritmy i prinyatiyaresheniy v nechet-kihusloviyah: monografiya. Tyumen:Izd-voTyumenskogo gosudarstvennogo univer-siteta, 2000. 352 s. [in Russian].

3 Strekalov A. V., Husainov A. T. Matematicheskoe modelirovanie protsessov neftedobyichi na osnove neyronnyihsetey: monografiya. Tyumen: TyumGNGU, 2013. 164 s. [in Russian].

4 Shennon R. Imitatsionnoe mode-lirovanie sistem – iskusstvo i nauka. M.: Mir, 1978. 422 s. [in Russian].

5 Borovikov V. P. Neyronnyieseti. STATISTICA Neural Networks: metodologiya i tehnologii sovremennogo analiza dannyih. 2-e izd., M.: Goryachayaliniya – Telekom, 2008. 392 s. [in Russian].

6 URL: http://ru.m.wikipedia/wiki/Iskysstvennaya_neironnaya_set

7 Cherepanov F. M. Simulyator neyronnyih setey dlya vuzov. // Vestnik Permskogo universiteta. Ser. Matematika. Mehanika. Informatika. 2012. Vyip. 3 (11). S. 98-105. [in Russian].

Андронов Ю. В., аспирант кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», ФГБОУ ВПО ТГНУ, инженер, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень, Российская Федерация.Y. V.Andronov, Postgraduate of the Chair «Development and Operation of Oil and Gas Fields», FSBEI НРЕ “Tyumen State Oil and Gas University“; engineer, «LUKOIL-Engineering» Branch LLC «KogalymNIPIneft», Tyumen, the Russian Federationе-mail: [email protected]

Стрекалов А. В., д-р техн. наук, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», ФГБОУ ВПО ТГНУ, г. Тюмень, Российская Федерация.A. V. Strekalov Doctor of Engineering Sciences, Professor of the Chair “Development and Operation of Oil and Gas Fields“, FSBEI НРЕ “Tyumen State Oil and Gas University“, Tyumen, the Russian Federation

Таблица 3. Итоги тестирования сети № 5

№ скв.

Год про-ведения

ГРП

Дебит нефти после ГРП

(факт), т/сут

Дебит нефти

после ГРП (прогноз

сети), т/сут

Дебит нефти

после ГРП (прогноз модели),

т/сут7759 2013 14,0 13,8 10,37789 2013 3,7 5,5 7,24853 2012 8,6 9,8 8,07864 2013 10,9 8,7 10,07471 2012 1,8 4,9 9,2703 2010 16,3 15,7 12,11006 2010 6,2 8,9 9,17102 2010 12,0 9,7 10,37854 2009 12,9 14,0 12,41067 2008 9,2 7,3 11,0


2014, т. 12, № 2

УДК 534.16; 62.799

ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК КАРТРИДЖА ФИЛЬТРА ТОНКОй ОЧИСТКИSTUDY FILTRATION CHARACTERISTICS CARTRIDGE FINE FILTER

В работе приведены результаты исследований процесса отложения песка и или-стых частиц из кернового материала на фильтрующем элементе противопесоч-ных фильтров. В частности, изменение основных фильтрационных свойств - пористости и проницаемости образца фильтрующего элемента в зависимости от объема прокачанной через него загрязненной механическими примесями жид-кости. Для оценки изменения фильтрационных свойств материала исследованы следующие методы моделирования: однокомпонентная модель течения суспен-зии через пористую среду, моделирование с помощью фронта загрязнения и оценка корреляционной зависимости проницаемости фильтра от количества прокачанного загрязнителя. Анализ однокомпонентной модели течения суспен-зии через пористую среду показал, модель может быть реализована при наличии эмпирических коэффициентов, учитывающих пористость отложенного на стен-ках порового пространства осадка, линейных функций, описывающих адсорб-цию и десорбцию осадков на стенках пор и функциональной зависимости для проницаемости фильтра и вязкости суспензии. Моделирование процесса запол-нения фильтра механическими примесями с помощью модели движения фронта загрязнения предполагает линейную зависимость обратно-пропорциональной зависимости проницаемости фильтра от накопленной прокачки песка исследо-вания показали, что процесс кольматации более сложный и не подчиняется линейному закону. Таким образом, результаты теоретических исследований показали, что рассмотренные методы моделирования процесса кольматации фильтра: однокомпонентная модель течения суспензии через пористую среду и линейная модель фронта загрязнения не описывают адекватно эксперименталь-ные результаты. В этой связи исследована математическая модель на базе корре-ляционной зависимости и получена универсальная регрессионная зависимость проницаемости для полимерно-волокнистого фильтра от массы прокачанного через его поверхность песка, позволяющая описывать экспериментальные результаты с достоверностью аппроксимации R2 = 0,9998.

The results of investigations of the deposition of sand and silt particles from the core material of the filter element screened pipe. In particular, the change of the basic filtration properties - porosity and permeability of the filter element of the sample depending on the volume pumped through a contaminated fluid mechanical impurities. To assess changes in the filtration properties of the material investigated following modeling techniques: one-component model of suspension flow through porous media, modeling with the pollution front and evaluation correlation filter permeability on the amount pumped pollutant. Analysis of single-component model slurry flow through a porous medium showed the model can be implemented in the presence of empirical coefficients that take into account the porosity of deposits in the sediment pore space, linear functions describing the adsorption and desorption of precipitation on the pore walls and the functional dependence of the permeability of the filter and the viscosity of the suspension. Modeling the process of filling the filter mechanical impurities by using a model of the front assumes a linear dependence of pollution inversely proportional to the permeability of the filter depending on the accumulated sand pumping studies have shown that the process of mudding more complex and is not subject to a linear law. Thus, the results of theoretical studies have shown that the methods considered process modeling clogging of the filter: one-component model of suspension flow through a porous medium and a linear model of the pollution front does not adequately describe the experimental results. In this regard, a mathematical model is investigated on the basis of correlation and regression obtained universal dependence of permeability for polymer- fiber filter from the mass pumped through the surface of the sand, which allows to describe the experimental results with the reliability of the approximation R2 = 0,9998.

Бахтизин Р.Н., Уразаков К.Р., Смольников С.В., Аксаков А.В., Литовченко Д.М.,ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа, Российская Федерация

R.N.Bakhtizin, S.V. Smolnikov, A.V. Axakov, D.M. Litovchenko, FSBEI НРЕ “Ufa State Petroleum Technological University”,Ufa, the Russian Federation

Ключевые слова: кольматация фильтра, загряз-нение фильтра, противопесочный фильтр, регрес-сионная зависимость, однокомпонентная модель течения суспензии, модель движения фронта загрязнения.

Key words: mudding filter, filter clogging, screened pipe filter, regression dependence, one-component model for suspension, motion model of the pollution front.

ВведениеНа Северо-Комсомольском месторождении про-

дукция скважин содержит твердые фазы. Для пре-дотвращения попадания песка и илистого осадка в подъемный лифт на скважинах Северо-Комсомольского месторождения используются про-тивопесочные фильтры [1,2].

Целью работы является выявление зависимости основных фильтрационных характеристик – пори-


2014, т. 12, № 2

стости и проницаемости образца фильтрующего эле-мента от объема, прокаченной через фильтр жидкости с механическими примесями. Также оценка времени заполнения фильтра механическими примесями в условиях Северо-Комсомольского нефтяного месторождения.

Описание фильтроэлементаФильтроэлемент представляет собой пористую

трубу, образованную многослойной навивкой поли-мерной нити. Размеры экспериментального образца, а также некоторые его характеристики представлены в таблице 1.

Таблица 1. Размеры фильтрующего элемента

Исходные данные

Вычисленные характеристики

Высота 20 мм Площадь внешней стенки

33,91см2

Внешний радиус

27 мм Площадь внутрен-ней стенки

25,12см2

Внутренний радиус

20 мм Объём фильтра 20,661см3

Толщина стенки

7 мм Объём порового пространства в

фильтре

17,148см3

Пористость 0,83 д.е.

Основные результаты, полученные при тестиро-вании фильтрующего элемента, приведены в таблице 2.

Обзор основных методов моделирования процесса кольматации фильтра

Существует несколько способов математического описания процесса кольматации фильтра, рассмо-трим некоторые из них.

Таблица 2. Результаты тестирования фильтрующего элемента

№ замера, пробы

Объём пробы,

см3

Накоп-лен ный объём

про качки, см3

Время отбора пробы,

сек.

Пере-пад

дав ле-ния dPi,

МПа

Содер-жа ние

частиц в пробе (КВЧ),

мг/л1 50 50 84 0,025 -2 110 160 151 0,060 6502,73 100 260 145 0,198 3933,94 75 335 215 0,306 3201,25 50 385 181 0,485 2955,6

Однокомпонентная модель течения суспензии через пористую среду

В рамках построения данной модели предлага-ются следующие приближения:

1. Фильтруется суспензия неразличимых частиц;

2. Параметры чистого фильтра задаются всей поровой системе: его проницаемость и пористость;

3. Модель учитывает процессы мобилизации и захвата частиц стенками канала пор фильтра через скорость фильтрации и градиент давления жидкости;

4. Сжимаемостью жидкости и твёрдого тела, а также диффузией примеси пренебрегаем.

Для записи закона сохранения компонент филь-трующейся суспензии, рассмотрим модель среды, содержащей следующие фазы (рисунок 1, показан в работе [4]):

1. Твёрдый скелет пористой среды с пористо-стью m0;

2. Движущаяся жидкость с объёмной долей порового пространства S1;

3. Твёрдые частицы в потоке жидкости с объ-ёмной долей порового пространства S2;

4. Неподвижная жидкость в пористом слое осевших частиц с объёмной долей порового про-странства S3;

5. Неподвижные частицы, осевшие на стенках поровой среды с объёмной долей порового про-странства S4;

6. Скорость частиц и скорость несущей жид-кости совпадают.

Рисунок 1. Модель течения суспензии через пористую среду.

0 – твёрдый скелет пористой среды, 1 – движущаяся жидкость, 2 – твёрдые частицы в потоке жидкости, 3 – жидкость между осевшими частицами, 4 – части-цы образующие пористый осадок

По определению:

(1)В рамках модели можно записать следующие

уравнения законов сохранения компонент:

(2)


2014, т. 12, № 2

где: – объёмная доля твёрдой фазы в потоке; J1,3 – объёмная плотность потока жидкости из свободно текущей в осадок; J2,4 – объёмная плот-ность потока кольматации; J4,2 – объёмная плотность потока суффозии.

Для того, чтобы связать свободные параметры в уравнениях движения, необходимо добавить уравне-ния связи. В качестве дополнительных уравнений, описывающих физические процессы отложения осадка на стенках капилляров пористой среды и осо-бенности течения суспензии через загрязнённый фильтр, можно принять следующие соотношения [4]:

(3)

(4) (5)

(6)

(7)Предложенная модель для реализации требует

задания пяти эмпирических коэффициентов (ε, βs, βd, as, ad) и двух функций (вязкость k(S3, S4) и проница-емость μ(S3, S4)), которые могут быть получены из опытных данных.

Моделирование с помощью фронта загрязнения

Рассмотрим упрощенную модель осаждения твердого осадка в фильтрующем элементе. Основное предположение здесь – существование фронта загрязнения, при этом участок II не загрязнен меха-ническими примесями и проницаемость его равна первоначальной, а на участке I адсорбировалось некоторое количество твердых примесей и его про-ницаемость равна kзагр (рисунок 2).

Ввиду малой концентрации примесей в отфиль-трованной жидкости считаем, что механические примеси, проходящие через фильтроэлемент, сразу же адсорбируются, причем концентрация адсорби-рованного твердого осадка в загрязненном участке фильтра постоянна. Фронт загрязнения продвигается пропорционально количеству прокачанных через фильтр механических примесей.

Рассмотрим одномерное течение жидкости с взвешенными механическими примесями. В некото-рый момент времени фронт загрязнения находится в точке x (рисунок 2) P1 и P2 – давление на концах стержня, Pх – давление на фронте загрязнения. Обозначим через γ проницаемость фильтра, которая меняется в зависимости от загрязнения фильтра.

Рисунок 2. Движение фронта загрязения

(8)

(9)

Предполагая, что вязкость загрязненной и очи-щенной жидкости не меняется, можем представить изменение проницаемости в зависимости от продви-жения фронта загрязнения в следующем виде:

(10)

(11)Продвижение фронта загрязнения пропорцио-

нально количеству прокачанных через фильтр меха-нических примесей:

x~Q_накоплСравним оценку изменения проницаемости по

данным, полученным в эксперименте, и по приве-денной выше модели. Из приведенных выше урав-нений видно, что величина, обратная проницаемости фильтра, в модели будет меняться пропорционально продвижению линии фронта или накопленной про-качке твердого осадка.

На рисунке 3 представлены результаты оценки изменения величины, обратной проницаемости, построенные по экспериментальным данным и по предложенной модели. Предположение об обратно-пропорциональной зависимости проницаемости фильтра от накопленной прокачки песка не подтвер-дилось. Линейная модель фронта загрязнения не может быть использована для описания зависимости проницаемости фильтра от накопленной прокачки песка.

Результаты теоретических исследований пока-зали, что рассмотренные методы моделирования процесса кольматации фильтра: однокомпонентная модель течения суспензии через пористую среду и линейная модель фронта загрязнения не описывают адекватно экспериментальные результаты, в этой связи возникла необходимость исследования модели на базе корреляционной зависимости проницаемо-сти фильтра от количества прокаченного загрязни-теля.


2014, т. 12, № 2

Оценка корреляционной зависимости проницае-мости фильтра от количества прокачанного загряз-нителя.

В эксперименте фильтрация жидкости происхо-дила только сквозь боковые стенки элемента, его верхняя и нижняя часть герметично закрыты. Толщина стенки фильтра значительно меньше его радиуса, в приближении одномерной фильтрации, поправки на цилиндричность потока не учтены, фильтрация рассматривается как линейная, за её площадь принять площадь внешней стенки эле-мента.

Скорость фильтрации можно выразить через линейный закон Дарси (1), а также поделив объём жидкости, прошедшей через стенку фильтра, на пло-щадь этой стенки и на время отбора (2).

Линейный закон Дарси: (12)

Скорость фильтрации:

(13)При известных значениях вязкости, перепада

давления и скорости фильтрации вычисляется про-ницаемость фильтра (3).

Проницаемость:

(14)Изменение проницаемости зависит от количества

адсорбированных механических примесей. Чем больше механических примесей проходит сквозь фильтр, тем быстрее он заполняется. Предлагается отслеживать (без привязки к его радиусу и высоте).

Экспериментальные данные изменения проница-емости в зависимости от накопленной прокачки механических примесей, приведённые к единице площади показаны в таблице 3. На рисунке 4 пред-ставлен график изменения проницаемости. По данным изменения проницаемости от накопленной

прокачки песка построена корреляционная зависи-мость:

(15)где k – это проницаемость фильтра (Дарси), а m

– накопленная масса прокачанного на квадратный метр песка в килограммах. Полученная корреляци-онная зависимость имеет достаточно высокий коэф-фициент корреляции (0,9998).

Таблица 3. Результаты вычислений, приведенные к площади элемента

№Прогонки

Накопленная прокачка

песка, кг/м2

Масса адсорби-рованного филь-тром песка, кг/м3

Прони-цаемость,

Д1 1,47 1,37 4,92 4,71 4,41 2,53 7,66 7,24 0,724 9,87 9,38 0,235 11,35 10,81 0,117

Полученные в эксперименте данные говорят, что практически вся примесь задерживается материалом фильтра (таблица 2) и с течением времени количе-ство прошедшего через фильтр материала уменьша-ется. В процентном отношении количество прошедшей через фильтр примеси по отношению к общему количеству прокачки изменяется с течением времени от 6,5% до 3% (рисунок 5). Корреляционную зависимость (4) можно считать универсальной для данного типа фильтров с близкими по фракцион-ному составу фильтрующихся примесей, т.к. фрак-ционного разделения в эксперименте не наблюдалось.

Рисунок 4. Изменение проницаемости в зависимости от нако-пленной прокачки механических примесей

Примесь отфильтровывается почти полностью, в том числе и самые мелкие фракции. Масса проходя-щей через фильтр насквозь примеси уменьшается с течением времени. В качестве объяснения данного эффекта предлагается гипотеза о совместном осаж-дении примеси разных фракций без существенной сепарации внутри фильтрующего материала, что и

Рисунок 3. Сравнение величины, обратной проницаемости по модели и по экспериментальным данным


2014, т. 12, № 2

позволяет прийти к выводу об универсальности кор-реляционной зависимости проницаемости от коли-чества прокачанного загрязнителя. По мере заполнения фильтра количество прокачанной при-меси приближается к его общему объёму порового пространства и с этого момента проницаемость фильтра можно считать неизменной. Согласно най-денной корреляции проницаемость фильтра в край-ней точке падает до 0,055Д.

Рисунок 5. Массовая доля примеси, прошедшей через фильтр

Оценка времени использования фильтра при разных дебитах и разных концентрациях механических примесей

На основе построенной выше корреляционной зависимости можно оценить изменение проницае-мости фильтра на реальных скважинах в зависимо-сти от объёмов добываемой жидкости и кон цент рации в них загрязняющих примесей.

В проведенном лабораторном эксперименте фильтрующий элемент такой же, как на добываю-щих скважинах, только длина фильтра на скважинах равна 8 метрам. Площадь фильтрации, у используе-мого промышленного фильтра, равна 1,356 м2.

Проницаемость чистого фильтра в среднем составляет 5,5 Д. Определим, через сколько времени. Из корреляционной зависимости (рисунок 5) легко определить, что проницаемость фильтра умень-шится в 100 раз и станет равной 0,055 Д при нако-пленной прокачке песка на единицу площади 14,41 кг/м3. На промышленном фильтре длиной 8 метров проницаемость станет равной 0,055 Д при прокачке через него 14,41*1,356 = 23 кг песка (таблица 3).

Аналогичные расчеты были проделаны для разных концентраций примесей и при разных деби-тах. Результаты представлены на рисунке 6.

Рисунок 6. Время прокачки и концентрация механических при-месей, при которых проницаемость станет 0,01 от первоначального при разных дебитах

При эксплуатации фильтра после полного его заполнения механические примеси не проникают в фильтроэлемент, а задерживаются в затрубном про-странстве. Проницаемость фильтра равная 0,055 Д вполне удовлетворительна для прокачки добываемой жидкости в скважинах с дебитом до 40 м3/сут. В таком режиме фильтры тонкой очистки, как показали промысловые испытания, успешно работают свыше 250 суток на скважинах Комсомольского месторож-дения РН Пурнефтегаз [5].

Выводы 1. Получена универсальная регрессионная зави-

симость проницаемости для полимерно-волокни-стого фильтра от массы прокачанного через его поверхность песка, позволяющая описывать экспе-риментальные результаты с достоверностью аппрок-симации R2 = 0,9998.

2. Анализ однокомпонентной модели течения суспензии через пористую среду показал, модель может быть реализована при наличии эмпирических коэффициентов, учитывающих пористость отложен-ного на стенках порового пространства осадка, линейных функций, описывающих адсорбцию и десорбцию осадков на стенках пор и функциональ-ной зависимости для проницаемости фильтра и вяз-кости суспензии.

3. Моделирование процесса заполнения фильтра механическими примесями с помощью модели дви-жения фронта загрязнения предполагает линейную зависимость обратно-пропорциональной зависимо-сти проницаемости фильтра от накопленной про-качки песка исследования показали, что процесс кольматации более сложный и не подчиняется линейному закону.


2014, т. 12, № 2


1 Методы защиты насосного оборудо-вания для добычи нефти от механических примесей /Смольников С.В.[и др.] Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело» 2010, 41 с.

2 Скважинный фильтр тонкой очист-ки: пат. РФ RU №2471063 Е21В 43/08. /Уразаков К.Р.[и др.]; заявл. 03.11.2011; опубл.27.12.2012// БИ. 2012. № 36, С.48.

3 Экспериментальные исследования пропускной способности фильтра тонкой очистки /Бахтизин Р.Н.[и др.]//Нефтяное хозяйство. 2014. № 5.С 90-94 .

4 Пармакли И.И., Пославский С.А. Распространение волны загрязнения при фильтрации суспензии в пористой среде // Современные проблемы математики и её приложения в естественных науках и информационных технологиях: сб. тезисов международ. конф. Харьков. 2012. C.84.

5 Результаты промысловых испыта-ний фильтра тонкой очистки / Рамазанов Р.Р.[и др.] Тезисы докладов V11 науч.- практ. конф. Математическое моделирова-ние и компьютерные технологии в процес-сах разработки месторождений,15-17 апрель 2014 г., Уфа, C.26.

REFERENCES1 Metody zashi ty nasosnogo

oborudovaniya dlya dobychi nefti ot mehanicheskih primesei / Smol’nikovS.V. [i dr.] Ufa: Izd-vo«Neftegazovoe delo». 2010, 41 s. [in Russian].

2 Skvajinnyifil’trtonkoiochistki: Pat.RFRU № 2471063 Е21В 43/08/ UrazakovK.R. [i dr.] zayavl. 03.11.2011; opubl. 27.12.2012 Byul. № 36, S.48. [in Russian].

3 Experimental’nye issledovaniya propusknoi sposobnosti fil’tra tonkoi o c h i s t k i / B a h t i z i n R . N . [ i d r. ] ,NeftyanoeHozyaistvo, 2014, №5, 90-94 s. [in Russian].

4 P a r m a k l i I . I . , P o s l a v s k i i S . A . Rasprostranenie volny zagryazneniya pri fil’tracii suspenzii v poristoi srede // Sovremennye problemma tematiki i ee prilojeniya v estestvennyh naukah i informacionnyh tehnologiyah. Sb.tezisov mejdunarodnoi konf/ - Kharkov– 2012. – S.84. [in Russian].

5 Rezul’taty promyslovyh ispytani i filtra tonkoi ochistki/ Ramazanov R.R. [i dr.] Tezisy dokladov VII – nauchno-prakticheskoi konferencii «Matematicheskoe modelirovanie i kompyuternye tehnologii v processah razrabotki mestorojdenii», 15-17 aprel’ 2014 g., Ufa, S.26. [in Russian].

Бахтизин Р.Н., д-р физ.-мат. наук, прези-дент Академии наук РБ, заведующий кафе-дрой математики ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияR.N. Bakhtizin , Doctor of Physical and Mathematical Sciences, President the Academy of Sciences the Republic of Bashkortostan, Head of the Chair Mathematic, FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federation

Уразаков К.Р., д-р техн. наук, профессор кафедры «Нефтегазопромысловое обору-дование» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияK.R. Urazakov, Doctor of Engineering Sciences, Professor of the Chair «Oil and Gas Field Equipment» FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federation

Смольников С.В., аспирант кафедры «Нефтегазопромысловое оборудование» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияS.V.Smolnikov, Postgraduate Student of the Chair «Oil and Gas Field Equipment» FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federation

Аксаков А.В., канд. техн. наук, ст. препо-даватель кафедры «Нефте газо-промысловое оборудование» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация A.V. Axakov Candidate of Engineering Sciences, Senior Lecturer of the Chair «Oil and Gas Field Equipment» FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federation

Литовченко Д.М. аспирант кафедры «Нефтегазопромысловое обо рудование» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияD.M. Litovchenko, Postgraduate Student of the Chair «Oil and Gas Field Equipment» FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federatione-mail :[email protected]


2014, т. 12, № 2

УДК 622.692.4

ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОй НЕУСТАНОВИВШЕйСЯ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗА ПРИ НЕЛИНЕйНОМ ЗАКОНЕ СОПРОТИВЛЕНИЯNUMERICAL CALCULATION OF UNSTEADY NONISOTHERMAL GAZ FLOW

В статье разработаны математическая модель неизотермической нестационарной фильтрации реального газа при нарушении закона Дарси и алгоритм ее числен-ной реализации. В ней получены формула для скорости фильтрации в виде функции производной давления по радиусу пласта, теплофизических характери-стик газа и фильтрационно-емкостных свойств газоносного пласта, дифференци-альное уравнение в частных производных и граничное условие на забое скважи-ны при фильтрации газа в пласте по нелинейному двучленному закону сопро-тивления. Разработан метод совместного численного интегрирования в конечных разностях дифференциальных уравнений неизотермической неустановившейся фильтрации газа в пласте и сохранения энергии с учетом начальных и граничных условий на забое скважины и внешнем контуре газоносного пласта. По разрабо-танной математической модели были рассчитаны функции динамики давления и температуры по пласту. Построены графики этих функций при линейном и нелинейном законах фильтрации газа в пластах с различными фильтрационно-емкостными свойствами для разных дебитов скважины. Анализ результатов расчетов показал следующее. Учет нарушения закона Дарси при фильтрации газа в пласте с высокими фильтрационно-емкостными свойствами при различных дебитах не вносит существенной поправки в расчетные значения давления и температуры по сравнению с соответствующими характеристиками при филь-трации по закону Дарси. Погрешность расчета забойного давления, выполненно-го принятием предположения о стационарной фильтрации газа в пласте, не пре-вышает 0,2%. При фильтрации газа в пласте с низкими фильтрационно-емкост-ными свойствами выявлено, что забойное давление при малых дебитах, напри-мер, при дебите 169 тыс. м3/сутки, снижается незначительно, поэтому оказыва-ется незначительным и снижение забойной температуры. При этом отличие рас-четных значений забойных давлений и температуры по линейному и нелинейно-му законам фильтрации несущественно. Погрешность расчетного значения забойного давления, найденного принятием предположения о стационарной фильтрации газа в пласте, не превышает 0,7%. При фильтрации газа в пласте с низкими фильтрационно-емкостными свойствами при больших дебитах, напри-мер, при дебите 845 тыс. м3/сутки, нарушается закон Дарси, что приводит к существенному снижению давления в пласте и его температуры. Стабилизация давления при фильтрации газа в таком пласте, которая наступает через 20 суток после пуска скважины, практически не зависит от дебита. Погрешность расчета снижения забойного давления, выполненного принятием предположения о ста-ционарной фильтрации газа в пласте, превышает 300%.This paper presents the development of a mathematical model of non-isothermal, unsteady flow of a real gas in deviation of Darcy's law and an algorithm for its numerical implementation. A formula for the flow velocity for non-linear binomial law of filtration was obtained. The formula includes a radial coordinate pressure derivative, thermo physical gas properties, and geophysical rock properties. There is also a partial differential equation and boundary condition at the well bottomhole for non-linear two-dimensional law of filtration. A method for simultaneous numerical integration for finite differences of differential equations shows an unsteady non-isothermic gas flow in the reservoir and energy conservation equation with initial and boundary conditions on the well bottom and the external drainage radius; functions of pressure and temperature at different time variances and their distribution along radial coordinates were calculated using a developed mathematical model. Graphs for these functions for linear and non-linear flow in reservoirs with different reservoir features for different well rates were built. Analysis of these graphs shows that taking into account the deviation of Darcy’s law of gas filtration in high permeable reservoirs for various flow rates does not make substantial corrections to the calculated values of pressure and temperature in comparison with the corresponding characteristics for flow. Calculations of bottomhole pressure - assuming that gas flow is steady - have calculation errors that are less than 0.2%, considered in the numerical implementation of task solution. With a low-permeable reservoir - when well production rates are low (for example, 169 thousand sm3/day) - the bottomhole pressure decrease is small; therefore, a decrease of temperature at the bottomhole zone will also be small. The difference between the calculated values of these characteristics for linear and nonlinear filtering laws will also be negligible. Error of the value of bottomhole pressure calculated in assumptions that flow is steady does not exceed 0.7%. There is a deviation of Darcy's law in gas flow through the low-permeable reservoir at high well production flow rates (for example, 845 thousand sm3/day), which leads to a substantial reduction of the reservoir pressure and temperature. Pressure stabilization for gas flow in the low-permeable reservoir does not depend on flow rate value. Error of value of bottomhole pressure, calculated in assumption that flow is steady exceeds 300%.

Пономарев А.И., Зарипова К.Р., Зарипов Р.М.,ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа, Российская Федерация

A. I. Ponomarev, K. R. Zaripova, R. M. Zaripov,FSBEI HPE «Ufa State Petroleum Technological University», Ufa, the Russian Federation


2014, т. 12, № 2

Ключевые слова: фильтрация газа, давление, температура, газоносный пласт, пористость, прони-цаемость, дифференциальное уравнение, граничное условие, закон Дарси, нелинейный закон сопротив-ления.

Key words: gas flow, pressure, temperature, gas reservoir, porosity, permeability, differential equation, boundary condition, Darcy’s law, non-linear flow law.

1 Вывод уравнения для фильтрации газа при нелинейном законе фильтрации

В работе [7] получено дифференциальное урав-нение нестационарной неизотермической плоскора-диальной фильтрации реального газа в пласте и осуществлено его численное решение методом конечных разностей совместно с дифференциаль-ным уравнением энергии при выполнении началь-ных и граничных условий на забое скважины и внешнем контуре газоносного пласта. При высоких скоростях фильтрации газа в призабойной зоне пласта, кроме потерь давления, обусловленных вяз-костью флюида, описываемых линейным законом Дарси, при исследовании нестационарной неизотер-мической плоскорадиальной фильтрации реального газа, необходимо учитывать инерционную составля-ющую сопротивления движению газа, обусловлен-ную конвективным ускорением частиц флюида при его фильтрации через поры [1 – 6, 9 – 11]. В этом случае для плоскорадиальной фильтрации реального газа зависимость производной давления по радиусу пласта от скорости фильтрации газа w при нели-нейном законе нелинейном законе сопротивления имеет следующий вид [2 – 4]:

(1)

где r – координата по радиусу пласта; ρ= (p, T) – плотность реального газа; μ=μ(p, T) – коэффициент динамической вязкости реального газа; T=T(r, t) – температура пласта; t – время, независимая перемен-

ная; k – коэффициент пористости пласта; , l – коэффициент «макрошероховатости» каналов пористой среды и имеет размерность ед. длины.

Скорость фильтрации считается положительной (w>0), т.к. в принятой системе координат положи-тельное направление по радиусу пласта совпадает с градиентом давления.

Двучленный закон фильтрации (1), предложен-ный Ф. Форхгеймером в 1901 г., ввели в практику обработки результатов исследований газовых сква-жин И. А. Чарный в 1950 г. и Е. М. Минский в 1951 г. Последний, на основе экспериментальных исследо-ваний Фенчера и Льюиса, установил структуру и численное значение коэффициента β*.

Расчеты значений коэффициента β* по различ-ным эмпирическим формулам для конкретных данных [3] показали, что наиболее приемлемые зна-

чения для практики дают расчеты по формуле, пред-ложенной А. И. Ширковским:

(2)

где mo – пористость пласта.Если в (1) пренебречь последним слагаемым, то

получим закон Дарси:

(3)

Для получения дифференциального уравнения неизотермической неустановившейся фильтрации газа в пласте в дифференциальном уравнении нераз-рывности:

(4)где qo – интенсивность стоков и источников

(qo< 0) (источника, qo> 0), t – время, независимая переменная, необходимо, с учетом нелинейного закона (1), выразить массовую скорость фильтрации ρw через производную давления и теплофизиче-ские характеристики фильтрующегося флюида фильтрационно-емкостные свойства пласта. Для этого представим нелинейный закон (1) в виде ква-дратного уравнения относительно w:

(5)

Далее, находим корни квадратного уравнения (5):

(6)

Необходимо отметить, что в выражении (6) для рассматриваемого здесь случая радиального потока к скважине физический смысл имеет только положи-тельный корень (w>0) квадратного уравнения (5).

Используя разложение бинома в степенной ряд по степеням x:

где |x|<1, и ограничиваясь 3-мя членами разложе-ния, имеем:

(7)

Равенство (7) справедливо при выполнении усло-

вия .Подставляя найденное выражение (7) для

в (6), находим корни квадратного уравнения (5):

(8)

(9)

Поскольку , следовательно, величина w2 определяемая по формуле (11) будет


2014, т. 12, № 2

величиной отрицательной. По условию задачи ско-рость фильтрации газа w не может быть величиной отрицательной. Таким образом, физическому смыслу задачи удовлетворяет только значение скорости фильтрации w1, определяемое с помощью формулы (8).

2 Вывод дифференциального уравнения неи-зотермической фильтрации реального газа по нелинейному закону сопротивления

Дифференциальное уравнение неизотермической неустановившейся фильтрации газа в пласте с учетом первого слагаемого (8), т.е. по закону Дарси приведено в работе [7] и оно имеет следующий вид:

(10)

где z = z(p,T) – коэффициент сверхсжимаемости газа.

Здесь представим вывод дифференциального уравнения неизотермической неустановившейся фильтрации газа по нелинейному закону сопротив-

ления (8). Подставляя нелинейный член скорости фильтрации (8) в выражение для слагаемых дифференциального уравнения неразрывности (4):

(11)

с учетом уравнения состояния реального газа: (12)

и дифференцируя его по независимым перемен-ным r и t, после выполнения элементарных преоб-разований, имеем следующее выражение:

(13)

Пренебрегая малыми величинами 3-го порядка малости выражение (13) можно представить в сле-дующем виде:

(14)С помощью выражения (14) можно учитывать в

дифференциальном уравнении неизотермической неустановившейся фильтрации нелинейный член скорости фильтрации (1). Таким образом, полное дифференциальное уравнение неизотермической неустановившейся фильтрации реального газа в

пласте при нелинейном законе сопротивления (1) будет иметь следующий вид:

(15)

Для нелинейного дифференциального уравнения неизотермической неустановившейся фильтрации реального газа по двучленному закону (15) на забое скважины должно выполняться следующее гранич-ное условие:

(16)

В (16) Q0 – дебит газа при стандартных условиях (pст =0,10135МПа = 760 мм рт. ст.; Tст = 293,15 °К).

Поскольку в удалении от скважины закон Дарси не нарушается, следовательно, граничные условия на внешнем контуре пласта совпадают с соответ-ствующими условиями задачи неизотермической фильтрации при линейном законе сопротивления, рассмотренной в работе [7]. Дифференциальное уравнение энергии и соответствующие граничные условия на забое скважины и контуре пласта, а также начальные условия сохраняются в прежнем виде [7].

Интегрирование дифференциального уравнения (15) неизотермической неустановившейся фильтра-ции при нарушении закона Дарси и дифференциаль-ного уравнения сохранения энергии с учетом начальных условий, граничных условий на забое скважины и контуре пласта осуществляется методом конечных разностей по аналогичной методике работы [7].

В расчетах также используется формула для забойного давления pc= p(rc) в пласте для стационар-ной фильтрации газа по нелинейному закону сопро-тивления (1):

(17)

где pк = p(Rк) – давление в пласте на его внешнем контуре r = Rк.

Если в правой части (17) пренебречь последним слагаемым, то получим формулу для забойного дав-ления в пласте при стационарной фильтрации газа по закону Дарси:

(18)

В формулах (17), (18) используются осредненные значения коэффициента динамической вязкости газа μср=μ(p,t) и коэффициента сверхсжимаемости газа zcр=z(p,T) и температуры в пласте Tср=T(r,t) при фильтрации в нем газа.


2014, т. 12, № 2

3 Анализ решения задачи о неизотермической фильтрации реального газа по нелинейному двучленному закону сопротивления

Расчет динамики забойных и пластовых значений давления и температуры необходим для обоснования или изменения технологического режима эксплуата-ции газовых скважин, определяет ме ро приятия по увеличению дебитов газовых скважин [3, 5, 8, 11].

Выполним расчет динамики давления и темпера-туры на забое скважины и по пласту при фильтрации газа при следующих исходных данных скв. № 314 Медвежьего газового месторождения [8]: давление в пласте и его температура до пуска скважины p0 =10,8 МПа и Т0 = 36 ºC; критическое значение давления pкр=4,695 МПа; критическое значение тем-пературы Tкр=190,25 К; приведенные (псевдокрити-ческие) значения давления pпр и температуры Tпр: pпр=2,37; Tпр=1,62.

Газоносный пласт имеет следующие геометриче-ские и теплофизические характеристики: радиус контура питания Rk = 500 м; эффективная толщина пласта h0 = 31,4 м; плотность породы пласта ρпл = 2250 кг/м3; удельная объемная теплоемкость породы пласта Cпл = 376,11 ккал/ м3 (ºC);

Характеристики газа имеют следующие расчет-ные значения: плотность газа в стандартных и пла-

стовых условиях, соответственно: ρатм= ρ(pатм,Tст) = 0,725 кг/м3; ρ(p0,T0) = 84,63 кг/м3 ; коэффициент динамической вязкости газа в пластовых условиях μ(p,T)= 0,0142 мПа∙с; коэффициент Джоуля – Томпсона, ε(p,T) = 3,98 °С/МПа; коэффициент адиа-батического расширения η(p0,T0) =11,62 (°С)/МПа; удельная объемная теплоемкость газа Cг(pатм,Tст) = 12,11 ккал/(м3 ºC). На рисунках 1 – 4 приведены некоторые результаты расчетов давления и темпера-туры в пластах с высокими фильтрационно-емкост-ными свойствами (ВФЕС) (коэффициент проницаемости k = 0,72 мкм2; пористость m0 = 0,27; β*= 1,5612∙109 1/м) и низкими фильтрационно-емкост-ными свойствами (НФЕС) (коэффициент проницае-мости k = 0,020 мкм2; пористость = m0= 0,17; β*=1,5612∙109 1/м) для дебитов скважины 845 тыс. м3/сутки и 169 тыс. м3/сутки. Анализ графиков рисун-ков 1–4 показывает следующее.

Учет нарушения закона Дарси при фильтрации газа в пласте с ВФЕС (k= 0,72 мкм2; m0=0,27; β*=1,4467∙107 1/м) при различных дебитах не вносит существенной поправки в расчетные значения дав-ления и температуры по сравнению с соответствую-щими характеристиками при фильтрации по закону Дарси. Расчеты забойного давления, осуществлен-ные принятием предположения об установившейся

а) дебит скважины 845 тыс. м3/сутки б) дебит скважины 169 тыс. м3/сутки

Рисунок 1. Динамика забойного давления в пласте с ВФЕС (k=0,72 мкм2; m0=0,27; β*= 1,4467∙107 1/м) за период 1 года работы сква-жины: data1 – график функции pl (rc, t, (линейный закон фильтрации); data2 – график функции pn(rc, t) (нелинейный закон фильтрации)


Рисунок 2. Динамика забойной температуры в пласте с ВФЕС (k=0,72 мкм2; m0=0,27; β*= 1,4467∙107 1/м) за период 1 года работы скважины:data1 – график функции Tl(rc, t) (линейный закон фильтрации); data2 – график функции Tn(rc, t )( нелинейный закон фильтрации)


2014, т. 12, № 2

фильтрации газа, т.е. для стационарной фильтрации газа, не превышает погрешности (0,2%), заложенной в численную реализацию решения задачи о неизо-термической неустановившейся фильтрации газа в пласте.

При фильтрации газа в пласте с НФЕС (k=0,020 мкм2; m0=0,17; β*= 1,5612∙109 1/м) при малых дебитах забойное давление снижается незначительно, поэ-тому будет незначительным и снижение забойной температуры. Будет несущественным и отличие рас-четных значений давления и температуры по линей-ному и нелинейному законам фильтрации. Например, при дебите 169 тыс. н. м3/сутки за 365 суток работы расчетные значения снижения забойного давления и температуры при фильтрации газа по линейному закону равны 0,55 МПа и 1,62 °С, а по нелинейному двучленному закону – 0,60 МПа и 1,81 °С соответ-ственно. Расчетное значение забойного давления для стационарной фильтрации газа равно 10,32 МПа.

Погрешность принятия предположения об уста-новившемся характере фильтрации не превышает погрешности (0,7%), заложенной в численную реа-лизацию решения задачи о неизотермической неу-становившейся фильтрации газа в пласте.

При фильтрации газа в пласте с НФЕС при боль-ших дебитах нарушается закон Дарси, что приводит к существенному снижению давления в пласте и его

температуры. Например, при дебите 845 тыс. н. м3/сутки при нарушении закона Дарси расчетное значе-ние давления на забое снижается на 7,20 МПа, а сни-жение расчетной температуры здесь составило 16,17 °С. При линейной фильтрации по закону Дарси забойное давление снижается на 3,08 МПа, а сниже-ние температуры равно 9,17 °С. При нарушении закона Дарси рассчитанное значение снижения забойного давления неустановившейся фильтрации газа, более чем в 2,4 раза превосходит эту расчетную характеристику стационарной фильтрации. В случае фильтрации по закону Дарси эти характеристики отличаются более чем в 1,8 раза.

Стабилизация давления при фильтрации газа в пласте с НФЕС практически (слабо) не зависит от дебита. Например, при дебите 845 тыс. м3/сутки ста-билизация забойного давления наступает через 20 суток работы скважины. Забойная температура хотя и продолжает снижаться и после 30 суток работы скважины, но темп ее снижения замедляется. Например, после 1 месяца работы скважины по решению задачи с нелинейным законом фильтрации температура на забое снижается на 10,70 °С, после 3-х месяцев ее работы – на 12,17 °С, после полгода – на 14,83 °С, а после 1 года работы забойная темпе-ратура снизилась на 16,17 °С.


Рисунок 3. Динамика забойного давления пласте с НФЕС (k=0,020 мкм2; m0=0,17; β*= 1,5612∙109 1/м) за период 1 года работы сква-жины: data1 – график функции pl(rc, t, (линейный закон фильтрации); data2 – график функции pn(rc, t) (нелинейный закон фильтрации)


Рисунок 4. Динамика забойной температуры в пласте с НФЕС (k=0,020 мкм2; m0=0,17; β*= 1,5612∙109 1/м) за период 1 года работы скважины: data1 – график функции Tl(rc, t) (линейный закон фильтрации); data 2 – график функции Tn(rc, t )(нелинейный закон фильтрации)


2014, т. 12, № 2

Выводы1. Учет нарушения закона Дарси при фильтрации

газа в пласте с высокими фильтрационно-емкост-ными свойствами при различных дебитах не вносит существенной поправки в расчетные значения дав-ления и температуры по сравнению с соответствую-щими характеристиками при фильтрации по закону Дарси. Погрешность расчета забойного давления, выполненного принятием предположения о стацио-нарной фильтрации газа в пласте, не превышает 0,2%.

2. При фильтрации газа в пласте с низкими филь-трационно-емкостными свойствами выявлено, что забойное давление при малых дебитах, например, при дебите 169 тыс. м3/сутки, снижается незначи-тельно, поэтому оказывается незначительным и сни-жение забойной температуры. При этом отличие расчетных значений забойных давлений и темпера-

туры по линейному и нелинейному законам фильтра-ции несущественно. Погрешность расчетного значения забойного давления, найденного приня-тием предположения о стационарной фильтрации газа в пласте, не превышает 0,7%.

3. При фильтрации газа в пласте с низкими филь-трационно-емкостными свойствами при больших дебитах, например, при дебите 845 тыс. м3/сутки, нарушается закон Дарси, что приводит к существен-ному снижению давления в пласте и его темпера-туры. Стабилизация давления при фильтрации газа в таком пласте, которая наступает через 20 суток после пуска скважины, практически (слабо) не зави-сит от дебита.

4. Погрешность расчета снижения забойного дав-ления, выполненного принятием предположения о стационарной фильтрации газа в пласте, превышает 300%.


1 Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромехани-ка: Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1993. 416 с.

2 Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых разработок / Перевод с англ. М., ООО «Премиум Инженеринг», 2009. 570 с.

3 Физика пласта, добыча и подзем-ное хранение газа / Ермилов О.М. [и др.] М.: Наука, 1996. 541 с.

4 Закиров С.Н., Лапук Б.П. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974. 376 с.

5 Многомерная и многокомпонент-ная фильтрация. Справочное пособие / Закиров С.Н. [и др.] М.: Недра, 1988. 335 с.

6 Минский Е.М. О турбулентной фильтрации газа в пористых средах // Вопросы добычи, транспорта и переработ-ки природных газов. М.: Гостоптехиздат, 1951. С. 1-19.

7 Пономарев А.И., Зарипова К.Р. Численное моделирование неизотермиче-кой нестационарной фильтрации газа для различных постановок задачи // Нефтегазовое дело: электрон. науч. жур-нал. 2013. № 3. С. 228 – 262.

8 Телков А.П., Грачев С.И. Прикладные задачи разработки нефтегазо-конденсатных месторождений и нефтега-зодобычи. М: Изд. ЦентрЛитНефтегаз, 2008. 512 с.

9 Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф. Басниев В.С. Добыча природного газа. М.: Мир, 1967. С. 316–342.

10 Чарный И.А. Подземная гидрогазо-механика. М.: Гостоптехиздат, 1963. 396 с.

11 Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965. 240 с.

REFERENCES 1 Basniev K. C. Koshina I.N. Maksimov

V.M. Podzemnua gidromehanika: Ushebnoe posobie dla vuzov. M.: Nedra, 1993. 416 s. [in Russian].

2 Deik L.P. Osnovi razrabotki neftianih I gazovih razrabotok. M., OOO «Premiym Inshenering» , 2009. 570 s. [in Russian].

3 Fizika plasta, doisha I podzemnoe hranenie gaza/ Ermilov O.M., [I dr.] M.: Nayka, 1996. 541 s. [in Russian].

4 Zakirov S.N., Lapyk B.P. Proektirovanie i razrabotka gazovih mestoroshdeni. M.: Nedra, 1974. 376 s. [in Russian].

5 Mnogomernia i mnogookompontnia filtrasia: Spravoshnoe posobie/ Zakirov S.N.,[I dr.] M.: Nedra, 1988. 335 s. [in Russian].

6 Minski E.M. O tyrbylentni filtrasii gaza v poristih sredah.// Voprosi dobishi, transporta I pererabotki prirodnih gazov M.: Gostoptehizdat, 1951.,S. 1 – 19. [in Russian].

7 Ponomarev A.I., Zaripova K.R. Shislennoe modelirovanie neizotermisheskoi nestasionarnoi filtrasii gaza dlia razlishyih postanovik zadash // Neftegazovoe delo. Elektron. naysh. shyrnal 2013. №3. S. 228 – 262. [in Russian].

8 Telkov A.P., Grashev S.I. Prikladnie zadashi neftegazjkondensatnih mestoroshdeni I neftegazodobishb. M.:Izd. SentrLitNeftgaz, 2008. 512 s. [in Russian].

9 Trebin F.A., Makagon I.F., Basniev K. C. Dobisha prirodnogo gaza. – M.: Mir, 1967. S. 316 – 342. [in Russian].

10 S h a r n i I . A . P o d z e m n i a gidromehanica. M.: Gostoptehizdat, 1951. 396 s. [in Russian].

11 Shekalik E.B. Termodinamica neftianogo plasta. M.: Nedra, 1965. 240 s. [in Russian].

Пономарев А.И., д-р техн. наук, профес-сор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияA.I. Ponomarev: Doctor of Engineering Sciences, Professor, Head of the Chair “Gas and Gas-Condensate Fields Development and Exploitation” , FSBEI HPE «Ufa State Petroleum Technological University», Ufa, the Russian FederationЗарипова К. Р., аспирант кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация K. R. Zaripova, Postgraduate Student of the Chair “Gas and Gas-Condensate Fields Development and Exploitation”, FSBEI HPE «Ufa State Petroleum Technological University», Ufa, the Russian FederationЗарипов Р. М., д-р техн. наук, профессор кафедры «Математика» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияR. M. Zaripov, Doctor of Engineering Sciences, Professor of the Chair “Mathematic”, FSBEI HPE «Ufa State Petroleum Technological University», Ufa, the Russian Federation e-mail: [email protected]

81Транспорт, хранение нефти и газа

2014, т. 12, № 2

УДК 622.691.4.052

ОБщИЕ ПРИНЦИПЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ ГАЗОТРАНСПОРТНОГО УЗЛАGENERAL PRINCIPLES OF DETERMINATION OF OPTIMUM PARAMETERS OF WORK OF THE GAS TRANSMISSION UNIT

Технологические процессы очистки, охлаждения и транспортировки газа по магистральному газопроводу в значительной мере определяют величину транс-портируемых объёмов газа и стоимость всего процесса в целом. Ввиду этого весьма актуальными являются задачи, решаемые в настоящее время газотранспортными предприятиями, нацеленные на поиск путей снижения энергетических затрат и повышения надежности газотранспортной системы за счет эффективной эксплуатации оборудования.Данное исследование посвящено вопросу снижения затрат на транспортировку природного газа. В качестве объекта исследований выбран магистральный газо-транспортный узел. Так как решение поставленной задачи напрямую связано с решением проблемы определения возможных вариантов режима работы газо-транспортного узла и последующего обоснованного выбора из этих вариантов оптимального, с точки зрения затрат на работу оборудования при транспорти-ровке газа и затрат на содержание этого оборудования. Практической целью применения, разрабатываемых в этом исследовании методов, является организа-ция на научной основе указанных аспектов деятельности персонала линейного производственного управления магистральных газопроводов и объективная оценка получаемых результатов. Предложен алгоритм поиска оптимального режима работы газотранспортного узла. Особенностью этого алгоритма является использование в его структуре блока экспертных оценок для сокращения объёма вариантных расчетов.Сформулированы ключевые научные аспекты расчета и оптимизации режима работы газотранспортной системы.На примере ряда известных источников дана краткая характеристика положения дел в области научных исследований по теме данного исследования и сделаны оценки.

Technological processes of cleaning, cooling and transportation of gas considerably determine the size of transported volumes of gas and the cost of all process by the main gas pipeline as a whole.In this regard the tasks solved now by gas transmission companies, aimed at search of ways of decrease in power expenses and increases of reliability of the gas transmission system due to effective operation of the equipment are very actual.This research is devoted to the development of the methods directed on the solution of thе problem of decreasing the expenses for gas transportation. The choice of the main gas-transport unit as an object of researches is caused by the fact that the solution of this problem is directly connected with the solution of the problem of definition of possible variants of the gas-transport unit operating mode and the subsequent reasonable choice of the variant which is optimum from the point of view of the expenses for the equipment work at gas transportation and the charges of this equipment. Organization of the specified aspects of activity of the personnel of line pipe operation center on a scientific basis and an objective assessment of the received results are the main goals of the practical application of the methodologies developed in this work.The author offers the algorithm of search of an optimum operating mode of a gas transmission unit. The feature of this algorithm is that in its structure of the block, expert estimates for reduction of volume of alternative calculations are used.The author formulated key scientific aspects of calculation and optimization of an operating mode of the gas transmission system.On the example of a number of known sources the author estimates and gives the short characteristic of the situation in the field of scientific researches on the subject of this research.

Ванчин А. Г., ГОУ ВПО «Российский университет нефти и газа им. И.М.Губкина», г. Москва, Российская Федерация

A.G. Vanchin,SEI НРЕ « I.M. Gubkin Russian State University of Oil and Gas »,Moscow, the Russian Federation

Ключевые слова: диагностика, транспорт при-родного газа, показатель эффективности, коэффици-ент технического состояния, техническое состояние, газоперекачивающий агрегат, экспресс метод.

Key words: diagnostics, transport of natural gas, efficiency indicator, factor of a technical condition, technical condition, gas-compressor plant, express method.

Характеристика понятия «магистральный газотранспортный узел», особенности его функционирования и структура

Простое определение понятия «магистральный газотранспортный узел» в том смысле, в котором оно будет использоваться в данной работе – это газоком-прессорная станция с прилегающими участками магистральных газопроводов. В более общем случае – это ряд газокомпрессорных станций, рабо-тающих параллельно, с прилегающими к ним участ-


2014, т. 12, № 2

ками магистральных газопроводов, объединенных в единую многониточную систему.

Чтобы уяснить место магистрального газотран-спортного узла в единой магистральной газотран-спортной системе (МГТС) кратко рассмотрим структуру ее управления.

На уровне центрального производственного департамента (ЦПДД) ОАО «Газпром» решается главная задача – рациональное распределение пото-ков газа по единой системе газоснабжения России, исходя из требуемых объёмов внутренних и экспорт-ных поставок газа. Далее ниже уровнем – ЦПДС газотранспортных предприятий осуществляют опе-ративное планирование контроль и управление режимами в целях обеспечения заданных ЦПДД параметров транспорта газа потребителям, надеж-ной и экономичной работы МГТС предприятия.

В рамках своих полномочий, как уже было ска-зано, ЦПДС газотранспортного предприятия ставит технологические задачи по объёму и параметрам транспортируемого газа каждому конкретному ЛПУМГ. В такой системе основные задачи диспет-черского пункта ЛПУМГ состоят в сборе данных телеизмерений, передаче их на региональный уро-вень, контроле состояния и реализации команд, полученных от ЦПДС по управлению технологиче-скими объектами. На этом уровне кроются главные ресурсы повышения эффективности транспорта газа. Именно поэтому на производственные объекты этого уровня направлено данное исследование.

По территориальному признаку конкретный магистральный газотранспортный узел может в зна-чительной мере совпадать с зоной ответственности конкретного ЛПУМГ. Но существуют и существен-ные отличия в содержании этих понятий, которые далее будут разъяснены.

Технологические границы элементарного типо-вого газотранспортного узла показаны на упрощен-ной схеме однониточного магистрального газопровода на рисунке 1.

Рисунок 1. Элементарный типовой газотранспортный узел

Такие границы выбраны с учетом зоны макси-мального влияния воздействий эксплуатирующего персонала КС №(n) на общие показатели транспорта газа и удобны с точки зрения унификации моделей и последующего суммирования затрат последова-тельно по газотранспортным узлам при определении эффективности работы газопровода в целом.

Однако возможно определение границ и в рамках сложившегося административного деления ответ-

ственности за участки газопроводов между сосед-ними ЛПУМГ. Это не имеет принципиального значения для дальнейшего хода разработок при усло-вии наличия измерительной аппаратуры по опреде-лению параметров транспортируемого газа на устанавливаемых границах газотранспортных узлов.

Структура предлагаемого показателя эффективности и экономичности при оценке работы магистрального газотранспортного узла

Проблеме оценки эффективности работы газо-транспортного оборудования и систем посвящено большое количество работ некоторые из них [1 - 12]. К настоящему времени накоплен достаточно боль-шой опыт разработки и внедрения методов диагно-стики, методик теплотехнических испытаний с целью оценки основных показателей эффективности работы и технического состояния оборудования.

Однако нельзя не отметить, что решение задачи принятия технически и экономически обоснованных решений по организации оптимальных технологиче-ских режимов составляет определенные трудности.

Как правило, в рамках каждого линейного произ-водственного управления магистральных газопрово-дов существует ряд вариантов выполнения транспортных заданий. Эти варианты обусловлены разнообразием установленного оборудования, нали-чием разных способов организации технологиче-ской схемы каждого компрессорного цеха и режима совместной работы нескольких КЦ при многониточ-ном режиме работы газопроводов, объединенных в общий «коридор». Варьируются многие технические и экономические условия работы объектов МГТС.

Для решения указанной задачи сформулируем общие принципы практически продуктивного и научно обоснованного решения проблемы определе-ния оптимальных параметров работы газотранспорт-ного узла на наш взгляд следующие:

1. Требуется сформулировать и аналитически представить показатель оценки эффективности работы газотранспортного узла в целом (далее будем называть его «показателем эффективности»).

2. Порядок поиска оптимального режима состоит в аналитическом нахождении экстремума показателя эффективности для ограниченного набора вариантов схем и режимов работы и выбора из них лучшего.

3. Формирование ограниченного набора вари-антов схем и режимов работы для поставленной тех-нологической задачи производится с применением актуальных экспертных оценок.

На рисунке 2 представлен в наиболее общем виде предлагаемый алгоритм поиска оптимального режима работы газотранспортного узла. Рассмотрим его по порядку.

В состав «исходных данных» для расчетов входят: «технологическое задание», «текущие усло-


2014, т. 12, № 2

вия окружающей среды» и «текущее техническое состояние оборудования».

Под термином «технологическое задание» пони-мается задание по объёмам транспортируемого газа в соответствующих направлениях, требуемые пара-метры этого газа (давление, температура и др.) на границах с примыкающими узлами и в точках под-ключения отборов газа потребителям, тарифы на энергоносители. Кроме указанных условий, в состав технологического задания могут включаться и другие дополнительные требования, например, об отключении какого либо оборудования (например, участка газопровода для проведения регламентных работ на нём), о предпочтительной загрузке какого либо оборудования (например, определенного ГПА для обеспечения его наработки) и пр.

«Текущие условия окружающей среды» в рамках данной работы – это, в основном, давление, темпе-ратура и влажность атмосферного воздуха, скорость и направление ветра, а также, температура и влаж-ность грунта, в котором залегают действующие газо-проводы.

Под «текущим техническим состоянием обору-дования» подразумевается его работоспособность и показатели технического состояния, влияющие на эффективность работы в данный момент времени.

Известные исходные данные используются в рас-четах в рамках «упрощенной математической модели». Целью этого этапа расчетов является полу-чение набора возможных вариантов работы. В общем, последовательность расчетов на этом этапе следующая. В начале, на основе полученного техно-логического задания определяются возможные вари-анты схемы газопроводов. Далее для каждого возможного варианта схемы газопроводов вычисля-ются предварительные значения суммарной мощ-ности, необходимые для перекачивания заданных объёмов газа в текущих условиях. В соответствии с определенными, таким образом, величинами требу-емой суммарной мощности, подбираются варианты включения имеющихся ГПА. При неполной загрузке включенных ГПА определяются варианты распреде-ления нагрузки между ними. В результате получа-ется ряд вариантов схем газопроводов, каждому из которых соответствует ряд вариантов схем включе-ния имеющихся ГПА, каждому из которых в свою очередь, соответствует непрерывный ряд вариантов распределения нагрузки между работающими ГПА. В совокупности все эти варианты и составляют мно-жество возможных вариантов работы газотранспорт-ного узла. Это множество непрерывно, ввиду непрерывности множества вариантов распределения нагрузки между работающими ГПА. Для расчета и сравнения отдельных вариантов работы газотран-спортного узла с целью нахождения оптимального варианта это множество должно быть преобразовано в дискретное. Выбор шага дискретизации составляет

отдельную научную проблему, так как уменьшение его приводит к росту количества просчитываемых вариантов, которое ограничивается возможностями вычислительной техники, а увеличение шага дис-кретизации может привести к пропуску возможных локальных экстремумов и, как следствие, к сниже-нию точности результатов.

Для решения этой проблемы нужны «актуальные экспертные оценки», которые позволяют из боль-шого набора возможных вариантов работы газотран-спортного узла выделить ограниченный набор предпочтительных вариантов работы. Актуальными экспертными оценками в данном исследовании называются случаи использования известных на данный момент результатов научных работ по част-ным аспектам, в результате чего возможно научно обоснованное применение готовых решений по этим аспектам, что упрощает работу в целом. Практическая целесообразность использования экс-пертных оценок состоит в значительном сокращении затрат времени на расчеты.

Некоторые экспертные оценки могут иметь достаточно очевидное происхождение, например, при наличии на КС газотурбинных ГПА и электро-приводных ГПА, предпочтительное включение в работу в первую очередь газотурбинных ГПА, обу-словленное соотношением действующих на данный момент цен на электроэнергию и природный газ.

Другие экспертные оценки требуют более тща-тельного подхода, в частности по вопросу условий их применения. Например, соотношения для рас-чета оптимального распределения загрузки между параллельно работающими ГПА.

В любом случае, все известные потенциально полезные экспертные оценки должны быть рассмо-трены на предмет их применимости и актуальности. Подходящие экспертные оценки по возможности, должны быть включены в математический аппарат модели газотранспортного узла. При необходимости получения недостающих экспертных оценок, должны быть проведены соответствующие дополни-тельные исследования.


2014, т. 12, № 2

Далее, в соответствии с алгоритмом, представ-ленным на рисунке 2, полученное в результате при-менения экспертных оценок множество предпочтительных вариантов работы газотранспорт-ного узла подвергается детальному расчету и срав-нению с помощью «полной математической модели газотранспортного узла».

Полная математическая модель газотранспорт-ного узла должна содержать математические модели всех объектов, входящих в его состав, увязанных в единую систему. В нее должен быть встроен алго-ритм вычисления показателя эффективности работы газотранспортного узла в целом. Модели всех объ-ектов должны учитывать их техническое состояние, тарифы на энергоносители, переменные составляю-щие эксплуатационных затрат и текущие условия работы.

В результате сравнения, рассчитанных для всех вариантов, величин показателя эффективности работы газотранспортного узла, определяется опти-мальный вариант работы по условию минимума финансовых затрат при решении поставленной тех-

нологической задачи в теку-щих условиях эксплуатации.

Оценка существующего режима работы газотранспорт-ного узла производится путем сравнения показателей эффек-тивности, рассчитанных для оптимального и существую-щего вариантов работы, с вычислением, при необходи-мости, соответствующей раз-ницы в финансовых затратах.

Краткая характеристика положения дел в области научных исследований по теме данной работы

Так как объект, обозначен-ный нами понятием «газотран-спортный узел» ранее не выделялся в качестве отдель-ного объекта научных исследо-ваний, краткая характеристика положения дел в области науч-ных исследований будет осу-ществляться применительно к газотранспортной системе, крупной составной частью которой газотранспортный узел и является. Однако при этом будут применены уже сформулированные в этом исследовании позиции, с кото-рых будет производиться

анализ существующих научных работ.Ввиду большого количества научных аспектов,

затрагиваемых при расчетах режима работы газо-транспортной системы, литература, привлекаемая при изучении данного вопроса весьма разнообразна. В качестве примера в таблице 1 представлены клю-чевые научные аспекты расчета и оптимизации режима работы газотранспортной системы и при-сутствие рассмотрения их в материалах некоторых источников (отмечено знаком «+» и заливкой соот-ветствующей ячейки в таблице).

Под номерами в таблице 1 числятся источники, указанные в списке литературы данной публикации.

На данный момент нами не найдено научных работ, освещающих и учитывающих в единой системе все указанные в таблице 1 ключевые аспекты.

На первый взгляд, даже на примере весьма огра-ниченного количества источников, по таблице 1 видно, что большинство ключевых научных аспек-тов расчета и оптимизации режима работы газотран-

Рисунок 2. Алгоритм поиска оптимального режима работы газотранспортного узла


2014, т. 12, № 2

Таблица 1. Ключевые научные аспекты расчета и оптимизации режима работы газотранспортной системы и присутствие рассмотре-ния их в материалах разных источников

№ п.п.

Ключевые научные аспекты расчета и оптимиза-ции режима работы газотранспортной системы

Присутствие рассмотрения данного аспекта в материалах источника под соответствующим номером9 2 11 6 3 12 7 8 10 4 5 1

1. Математическая модель простого МГ + - - + + + - + + - - -2. Математическая модель сложного МГ + - - - - - - + + - - -3. Определение гидравлических характеристик пере-

мычек между МГ- - - - - - - - - - - -

4. Учет нестационарности процесса транспорта газа в трубопроводах МГ

+ - - - - - - + - - - -

5. Оценка влияния начальной температуры газа на гидравлические потери по МГ

- - + - - - - - - - - -

6. Математическая модель АВО газа - - + + - - - - - + + -7. Оптимизация режима совместной работы узла

АВО газа и МГ- - + - - + - - - - - -

8. Оценка технического состояния АВО газа - - - - - - - - - + - -9. Учет технического состояния АВО газа при рас-

чете текущих параметров работы- - - - - - - - - - - -

10. Оптимизация режима работы узла АВО газа - - + - - - - - - - - -11. Расчет гидравлического сопротивления узла АВО

газа- - - + - - - - - + + -

12. Математическая модель ЦБН в составе ГПА + + - + + + + - + - - +13. Математическая модель приводного двигателя в

составе ГПА+ + - - + + + - - - - +

14. Оценка технического состояния ЦБН в составе ГПА

- + - - + + + - - + - -

15. Оценка технического состояния приводного двига-теля в составе ГПА

- + - - + + + - - + - -

16. Учет технического состояния ГПА при расчете текущих параметров работы

- + - - + - - - - - - -

17. Расчет запаса устойчивой работы ЦБН + + + - - - - - -18. Расчет и оптимизация совместной работы парал-

лельно работающих ГПА- + - - - - - - - - - -

19. Расчет и оптимизация совместной работы после-довательно работающих ГПА

+ + - - - - - - - - - -

20. Влияние характеристики нагрузки на показатели работы газотурбинного ГПА

- - - - - - - - - - - -

21. Расчет гидравлического сопротивления трубопро-водов КЦ

- - - - - - - - - - - -

22. Расчет гидравлического сопротивления узла очистки КЦ

- - - - - - - - - - + -

23. Оценка эффективности работы КС в целом. - - - - - - - - - - - +

спортной системы в той или иной степени затрагиваются в существующих источниках. Однако полнота проработки вопросов и пригодность к прак-тическому применению материалов, представлен-ных в указанных в таблице 1 источниках, а также других известных источниках, требует детального рассмотрения и доработки в рамках построения модели газотранспортного узла.

Выводы1. Описана характеристика понятия «магистраль-

ный газотранспортный узел», особенности его функ-ционирования и структура.

2. Предложен алгоритм поиска оптимального режима работы газотранспортного узла с использо-

ванием в его структуре блока экспертных оценок для сокращения объёма вариантных расчетов.

3. Сформулированы ключевые научные аспекты расчета и оптимизации режима работы газотран-спортной системы.

4. На примере ряда известных источников дана краткая характеристика положения дел в области научных исследований по теме данного исследова-ния. На ее основании сделан вывод, что большин-ство ключевых научных аспектов расчета и оптимизации режима работы газотранспортной системы в той или иной степени затрагиваются в существующих источниках, однако требуется их детальное изучение и доработка в рамках построе-ния модели газотранспортного узла.


2014, т. 12, № 2

СПИСОК ИСПОЛьЗУЕМыХ ИСТОЧНИКОВ

1 Временная методика проведения энергетического аудита компрессорного цеха и компрессорной станции с газотур-бинными ГПА. М.: ОАО ГАЗПРОМ ВНИИГаз, 2003. 49 с.

2 Калинин А.Ф. Расчет, регулирова-ние и оптимизация режимов работы газо-перекачивающих агрегатов. М.: МПА-Пресс, 2011. 264с.

3 Козаченко А.Н. Эксплуатация ком-прессорных станций магистральных газо-проводов. М.: Нефть и газ, 1999. 463с.

4 Контроль качества оборудования при поставке и эксплуатации. Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Аппараты воздушного охлажде-ния газа. СТО Газпром. М.: ОАО «Газпром», 2009. 78 с.

5 Мустафин Ф.М., Коновалов Н.И., Гильметдинов Р.Ф. Машины и оборудова-ние газонефтепроводов: учеб. пособие для вузов. Уфа: Монография, 2002. 384 с.

6 Нормы технологического проекти-рования магистральных газопроводов. СТО Газпром. М.: ОАО «Газпром», 2006. 192с.

7 Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. Ч. 2. М.: Недра, 1980. 262 с.

8 Сложные трубопроводные систе-мы/ Грачев В.В. [и др.]. М.: Недра, 1982. 256 с.

9 Темпель Ф.Г., Маслов В.М. Оптимальные параметры технологическо-го процесса транспорта газа для эксплуа-тирующейся трубопроводной системы. Л.: Недра, 1970. 127 с.

10 Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов/ Алиев Р.А., [и др.].

2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1988. 368 с.: ил.

11 Шпотаковский М.М. Тепловые режимы магистральных газопроводов. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. 160 с.

12 Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопровод-ного транспорта газов. М.: ГУП Изд-тво «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. 398 с.

REFERENCES1 Vremennaya metodika provedeniya

energeticheskogo audita kompressornogo tsekha i kompressornoy stantsii s gazoturbinnymi GPA. M.: OAO GAZPROM VNIIGaz, 2003. 49 s. [in Russian].

2 Kalinin A.F. Raschet, regulirovaniye i optimizatsiya rezhimov raboty gazoperekachivayushchikh agregatov. M.: MPA-Press, 2011. 264s. [in Russian].

3 Kozachenko A.N. Ekspluatatsiya kompressornykh stantsy magistral-nykh gazoprovodov. M.: Neft i gaz, 1999. 463s. [in Russian].

4 Kontrol kachestva oborudovaniya pri postavke i ekspluatatsii. Agregaty gazoperekachivayushchiye s gazoturbinnym privodom. Apparaty vozdushnogo okhlazhdeniya gaza. STO Gazprom. M.: OAO «Gazprom», 2009. 78 s. [in Russian].

5 Mustafin F.M., Konovalov N.I., Gilmetdinov R.F. Mashiny i oborudovaniye gazonefteprovodov: ucheb. posobiye dlya vuzov. Ufa: Monografiya, 2002. 384 s. [in Russian].

6 Normy tekhnologicheskogo p royek t i rovan iya mag i s t r a lnykh gazoprovodov. STO Gazprom. M.: OAO «Gazprom», 2006. 192s. [in Russian].

7 Silash A.P. Dobycha i transport nefti i gaza. Chast 2. M.: Nedra, 1980, 262 s. [in Russian].

8 Slozhnye truboprovodnye sistemy/ V.V. Grachev, M.A. Guseynzade, B.I. Ksenz, Ye.I. Yakovlev. M.: Nedra, 1982, 256 s. [in Russian].

9 Tempel F.G., Maslov V.M. Optimalnye parametry tekhnologicheskogo protsessa transporta gaza dlya ekspluatiruyushcheysya truboprovodnoy sistemy. L.: Nedra, 1970, 127 s. [in Russian].

10 Truboprovodny transport nefti i gaza: Ucheb. Dlya vuzov/ Aliyev R.A. i dr. 2-e izd., pererab. i dop. M.: Nedra, 1988, 368 s.: il. [in Russian].

11 Shpotakovsky M.M. Teplovye rezhimy magistralnykh gazoprovodov. M.: RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina, 2004. 160 s. [in Russian].

12 Energetika truboprovodnogo transporta gazov / A.N. Kozachenko, V.I. Nikishin, B.P. Porshakov M.: GUP Izdatelstvo «Neft i gaz» RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina, 2001. 398 s. [in Russian].

Ванчин А.Г., главный инженер филиала ООО «Газпром трансгаз Москва» Курское ЛПУМГ, докторант кафедры термодина-мики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Москва, Российская Федерация.A.G. Vanchin, Chief Engineer of Branch of Open Company “Gazprom transgas Moscow” “Kursk Department of Gas Main”, the Doctoral Candidate of Thermodynamics and Thermal Engines Chair of the Russian State University of Oil and Gas of a name of I.M.Gubkin. Moscow, the Russian Federatione-mail: [email protected]


2014, т. 12, № 2

УДК 004.681.1

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СИСТЕМ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПРИКЛАДНЫХ ЗАДАЧ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ПРИРОДНОГО ГАЗАUSE OF SYSTEMS OF THE AUTOMATED DESIGN FOR THE SOLUTION OF APPLIED TASKS IN GAS BRANCH

На основании обработки статистических данных, приведённых для узлов учета транспортируемой среды на предприятии газовой промышленности, которое расположено на территории Сибирского и Дальневосточного регионов, были рассмотрены основные ошибки, допускаемые пользователями, при составлении документации, содержащей комплекс сведений о характеристиках узла измере-ния расхода природного товарного газа. Была предложена автоматизация ряда типовых операций, выполняемых пользователем при комплектации техническо-го отчёта.Для решения прикладной пользовательской задачи, связанной с построением аксонометрической схемы узла измерений расхода природного газа, были использованы типовые программные продукты, применяемые на рассматривае-мом газотранспортном предприятии. Рекомендовано сочетание системы автома-тизированного проектирования «Autodesk AutoCAD» и стандартного графиче-ского редактора MS Visio. Предложен алгоритм для получения модели аксонометрических элементов узла измерений. Разработаны шаблоны трёхмерных элементов для разных типов средств измерений расхода природного газа, используемых на предприятии в соответствии с требованиями нормативно-технической документации в ООО «Газпром». Получены аксонометрические шаблоны основных видов местных сопротивлений, которые используются в технологическом процессе учёта. Проведена оценка результатов для осуществления поставленной задачи.На основании полученных данных пользователь электронного паспорта с мини-мальными временными затратами и минимальным уровнем ошибочных дей-ствий проводит построение типовых аксонометрических схем узла измерений. Предложенное решение позволяет не только соблюдать общие требования по оформлению паспорта, но и существенно повысить качество выполняемых отчётных работ. Возможно использование полученной методики для решения аналогичных прикладных задач на других предприятиях газовой промышлен-ности.

In system of the main transport of gas measurement system of an expense increased requirements as even small inaccuracy of measurements leads to losses are shown. Respectively, one of the major tasks is trouble-free functioning of systems of the account. In relation to this problem the actual purpose is development of «The electronic passport of gas measurement system». By means of an electronic form it is possible to carry out collecting and information processing about all gas measurement systems operated at the enterprise, and respectively to plan costs of the current, capital repairs and metrological providing. Requirements to the passport of gas measurement system, it is regulated by industry standard documentation of JSC Gazprom. One of requirements is existence of the three-dimensional axonometrical scheme of measurement system. In this article authors offer a technique of the solution of this task. Possibility of the combined use of system of the automated design of «Autodesk AutoCAD» and the standard graphic MS Visio editor for the solution of an applied user task – creation of the axonometrical scheme of knot of measurements of a consumption of gas which is the obligatory requirement when filling the passport of gas measurement system is considered. This procedure allows to observe the general requirements for passport registration.Authors developed templates of three-dimensional elements of various gages, according to requirements of the specifications and technical documentation of JSC Gazprom. On the basis of the obtained data the user of the electronic passport quickly also will be able qualitatively to construct the axonometrical scheme of gas measurement system of a consumption of natural gas with the minimum time expenditure, reducing to a minimum level of wrong actions of the performer.

Чухарева Н.В., Ермолаева А.В., Нестеренко А.С.,Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Российская Федерация

N.V. Chukhareva, A.V. Ermolaeva, A. S. Nesterenko,National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, the Russian Federation

Ключевые слова: предприятие, паспортизация, узлы измерений расхода газа, базы данных, система автоматизированного проектирования, аксонометри-ческая схема, прикладные задачи.

Key words: enterprise, certification, gas measurement system, data bases, automated design system, axonometric scheme, applied tasks.

Одной из ключевых задач предприятия трубопро-водного транспорта природного газа является обеспе чение бесперебойной поставки транспорти-руемого продукта потребителю и проведение товарно-коммерческих мероприятий. Эта задача не может быть успешно решена без узлов измерений расхода газа (УИРГ), от чёткого функционирования


2014, т. 12, № 2

которых зависит правильность определения объёма отпускаемой продукции. В рамках ранее проведён-ной разработки, представленной в работе [1], рас-смотрим особенности формирования одного из разделов паспорта – трехмерного изображения УИРГ на примере эксплуатации ООО «Газпром трансгаз Томск» (далее Предприятие).

Согласно проведенным статистическим исследо-ваниям, разработка аксонометрической схемы УИРГ наиболее часто вызывает у пользователей особое затруднение. При анализе существующих паспортов, требования к которым регламентированы в [2, 3], было выявлено, что большинство пользователей не имеют чёткого понятия об аксонометрической про-екции. С другой стороны, построение данной схемы затруднительно ввиду отсутствия необходимого про-граммного обеспечения, что приводит к ряду оши-бочных действий (более 20% составляемой документации требует дополнительных временных затрат на исправление полученных ошибок). Поэтому было принято решение о вводе общих тре-бований к оформлению аксонометрической схемы УИРГ.

В настоящее время для построения аксонометри-ческих проекций могут применяться различные системы автоматизированного проектирования (САПР). Из них наиболее распространенными, явля-ются Autodesk AutoCAD, Компас-3D, Autodesk Inventor и др.

На рассматриваемом газотранспортном Предприятии указанные программные продукты используются в ограниченном количестве. Поэтому, для полного обеспечения всех пользователей, потре-буются дополнительные рабочие места, оборудован-ные таким программным обеспечением, что приведёт к дополнительным затратам (с одной сто-роны, стоимость единицы программного продукта весьма высокая [4], с другой – потребуется дополни-тельное время и средства на обучение обслуживаю-щего персонала Предприятия).

Другим способом решения вышеуказанной задачи может являться применение бесплатного программного обеспечения для построения аксоно-метрической схемы УИРГ, например, FreeCAD, LibreCAD. Но опыт работы с данными программ-ными продуктами показал, что их использование представляет значительную сложность из-за неудоб-ного пользовательского интерфейса и недоработок самих платформ данных САПР [5].

В связи с вышеизложенным, более рациональ-ным, на наш взгляд, является использование про-граммного обеспечения, имеющегося на Предприятии. Одним из приемлемых решений, на основе принципа «цена – качественные возможно-сти», является применение векторного графического редактора MS Visio, неоспоримыми преимуще-ствами которого являются: использование шаблонов,

понятный и доступный интерфейс [6, 7]. Тем не менее, следует указать, что данный программный комплекс не позволяет реализовывать простран-ственные виды объектов. И выполнить в полной мере поставленную задачу нельзя. Поэтому требу-ется сочетание с другим методом проектирования:

• предварительное построение трехмерных моделей узлов измерений при помощи трёхмерной системы автоматизированного проектирования и черчения – Autodesk AutoCAD;

• перенос трёхмерных моделей в MS Visio и формирование шаблонов.

Формирование решений поставленной задачи основано на требованиях нормативно-технической документации ГОСТ 8.586.2 – 2005 [9]. Соответствующие документы регламентируют структурные особенности построения УИРГ.

Основное назначение аксонометрической схемы УИРГ – представление местных сопротивлений, рас-положенных на измерительных линиях. Наличие информации о сопротивлениях узла необходимо, так как от их типа зависит необходимость установки специальных устройств, ламинизирующих поток природного газа (недопущение дополнительных неточностей измерения расхода, обусловленных раз-ными режимами течения в трубопроводе).

Таким образом, на аксонометрической схеме узла измерений должны быть отображены коллектора и измерительные линии. Основными элементами измерительной линии, в данном случае, будут являться: местные сопротивления (R, R1, R2, R3) – рисунок 1 и средство измерений.

Рисунок 1. Условная схема измерительного трубопровода: R – сопротивление после средства измерений; R1, R2, R3 – сопро-

тивления до средства измерений

Рассмотрим различные местные сопротивления на трёхмерных моделях узла. Первая схема – когда коллектор и трубопроводы находятся в одной пло-скости (рисунок 2, а). Вторая схема – когда коллек-тор и трубопроводы находятся в разных плоскостях (рисунок 2, б). Основное отличие двух данных схем – различные местные сопротивления перед сред-ством измерения (R3), в первом случае – тройник, во втором − 90º колено.

В соответствии с нормативной документацией выделяют несколько типов местных сопротивлений:

• «90º колено»; • «45º колено»; • «Коническое 90º колено»; • «Два 90º колено в одной плоскости

U-конфигурация»;


2014, т. 12, № 2

• «Два 90º колено в одной плоскости S-конфигурация»;

• «Два колена в разных плоскостях»; • «Два 45º колена в одной плоскости S- конфи-

гурация»;• «Заглушенный тройник, изменяющий

направление потока»; • «Заглушенный тройник, не изменяющий

направление потока»;• «Разветвляющий поток тройник»;• «Смешивающий поток тройник».Соответственно, при разработке шаблонов, были

учтены все основные типы тройников и колен.

В вышеуказанных схемах Предприятие исполь-зует различные по конструктивному исполнению и внешнему виду средства измерений в соответствии с [8…12]. Такими средствами являются: счётчики (турбинный, ультразвуковой, ротационный), сужаю-щие устройства ДК (диафрагма камерная), устрой-ство, сужающее быстросменное типа УСБ и быстросменное сужающее устройство типа БСУ. Этап разработки трёхмерных шаблонов моделей вышеуказанных средств измерений, состоит из трех операций:

- предварительное построение модели средства измерения на трубопроводе, в программном ком-

а) б)

Рисунок 2. Трехмерная модель узла измерений: а) коллектор и измерительные трубопроводы находятся в одной плоскости; б) коллектор и измерительные трубопроводы находятся в разных плоскостях

Таблица 1. Преобразование моделей Autodesk AutoCAD в MS Visio

Средство измерения расхода природного газа

Трехмерная модель средства измерения, построенная при помощи Autodesk AutoCAD

Экспорт моделей в MS Visio

Шаблон MS Visio

Счетчик (турбинный, ультразвуковой, ротационный)

Диафрагма камерная

Устройство, сужающее быстросменное типа УСБ

Быстросменное сужающее устройство типа БСУ


2014, т. 12, № 2

плексе Autodesk AutoCAD в соответствии с масшта-бом;

- экспорт моделей в программный комплекс MS Visio;

- формирование шаблонов (таблица 1).

В результате полученных трёхмерных шаблонов был сформирован следующий набор данных для построения аксонометрической схемы:

1) основной трубопровод (коллектор); трубопро-вод-отвод (6 конфигураций);

2) измерительный трубопровод; 3) кран шаровый; 4) перемычка;5) расходомер; 6) диафрагма камерная; 7) УСБ; 8) БСУ (рисунок 3).

Рисунок 3. Набор элементов, для построения аксонометрической схемы

Далее полученные результаты будут использо-ваны должностным лицом, ведущим паспортизацию. При этом, может быть легко сформирована любая конфигурация УИРГ. Например, приведённая на рисунке 4.

Рисунок 4. Аксонометрическая схема узла измерений расхода газа:

1 – ультразвуковой расходомер; 2 – место отбора давления газа на измерительных трубопроводах; 3 – место установки ТСП-термопреобразователь сопротивления; 4 – основной измеритель-ный трубопровод; 4’ – резервный измерительный трубопровод; 5 – шаровые краны; 6 − входной трубопровод; 7 – выходной тру-бопровод; 8 – резервный трубопровод; 9 – шаровый кран; L1 и L2 – расстояние между местными сопротивлениями, определяе-мые по месту установки УИРГ в соответствии с [8…12]

Таким образом, характерным преимуществом данной системы является унификация и однотип-ность всех аксонометрических схем узлов измере-ний, что ранее достичь не удавалось, как указано в работе [1].

Выводы• Показана возможность совместного примене-

ния системы автоматизированного проектирования Autodesk AutoCAD и графического редактора MS Visio для решения производственных задач для кон-троля УИРГ.

• Разработан оптимальный набор инструментов, необходимый для построения трехмерных моделей узла измерений.

• Представленная методика может быть приме-нена для типичного построения других аксономе-трических схем объектов нефтегазового комплекса.


1 Чухарева Н.В., Ермолаева А.В., Нестеренко А.С. Разработка электронного паспорта узла измерений расхода газа //Актуальные вопросы трубопроводного транспорта углеводородов: Горный инфор-мационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). Отдельные статьи (специальный выпуск). М.: ГИАБ. 2013. №11. С. 17-21.

2 CТО Газпром 5.32-2009. Организация измерений природного газа. – М.:ООО «Газпром экспо», 2010. 98 с.

3 СТО Газпром 5.37-2011. Единые технические требования на оборудование узлов измерений расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром». М.: ООО «Газпром экспо», 2011. 60 с.

4 Электронный прайс-лист компании Autodesk. URL: http://adsk-forms.ru (дата обращения: 15.03.14).

5 Официальный сайт бесплатного программного обеспечения FreeCAD.URL: http://freecadweb.org (дата обраще-ния:16.03.14).

6 Кузнецов С.А. Разработка специа-лизированных САПР – главное направле-

ние при создании высокоэффективных программных продуктов // Автоматизация и современные технологии. 2011. №10. С. 29-34.

7 Солоницын Ю. А. Microsoft Visio 2007. Создание деловой графики: учеб. пособие. СПб: Изд-во «Питер», 2009. 160 с.

8 ГОСТ 8.586.1–2005. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Принцип измерений и общие требования. М.: Стандартинформ, 2007. - Ч. 1. 55 с.


2014, т. 12, № 2

9 ГОСТ 8.586.2–2005. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Диафрагмы. Технические тре-бования. М.: Стандартинформ, 2007. -Ч. 2. 48 с.

10 ГОСТ 8.586.3–2005. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Сопла и сопла Вентури. Техниче ские требования . М. : Стандартинформ, 2007. -Ч. 3. 37 с.

11 ГОСТ 8.586.4–2005. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Трубы Вентури. Технические требования. М.: Стандартинформ, 2007. -Ч. 4. 27 с.

12 ГОСТ 8.586.5–2005. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Методика выполнения измере-ний. М.: Стандартинформ, 2007. -Ч. 5. 117 с.

REFERENCES1 Chukhareva N.V., Ermolaeva A.V.,

Nesterenko A.S. Razrabotka elektronnogo pasporta uzla izmereniy rashoda gaza//Aktualnyie voprosyi truboprovodnogo transporta uglevodorodov: Gornyiy informatsionno-analiticheskiy byulleten (nauchno-tehnicheskiy zhurnal). Otdelnyie stati (spetsialnyiy vyipusk) 2013. №11. S. 17-21.[in Russian].

2 STO Gazprom 5.32-2009. Organizatsiya izmereniy prirodnogo gaza. – M.: OOO «Gazprom ekspo», 2010. 98 s. [in Russian].

3 STO Gazprom 5.37-2011. Edinyie tehnicheskie trebovaniya na oborudovanie uzlov izmereniy rashoda i kolichestva

prirodnogo gaza, primenyaemyih v OAO «Gazprom». M.: OOO «Gazprom ekspo», 2011. 60 s. [in Russian].

4 Elektronnyiy prays-list kompanii Autodesk. URL: http://adsk-forms.ru (data obrashenia: 15.03.14). [in Russian].

5 Ofitsialnyiy sayt besplatnogo programmnogo obespecheniya FreeCAD. URL: http://www.freecadweb.org (data obrashenia:16.03.14). [in Russian].

6 Kuznetsov S.A. Razrabotka spetsializirovannyih SAPR – glavnoe napravlenie pri sozdanii vyisokoeffektivnyih programmnyih produktov // Avtomatizatsiya i sovremennyie tehnologii. 2011. №10. S. 29-34. [in Russian].

7 Solonitsyin Yu. A. Microsoft Visio 2007. Sozdanie delovoy grafiki: uchebnoe posobie. Sankt-Peterburg: Izd-vo «Piter», 2009. 160 s. [in Russian].

8 GOST 8.586.1–2005. Izmerenie rashoda i kolichestva zhidkostey i gazov s pomoschyu standartnyih suzhayuschih ustroystv. Ch. 1. Printsip izmereniy i obschie trebovaniya. M.: Standartinform, 2007. 55 s. [in Russian].

9 GOST 8.586.2–2005. Izmerenie rashoda i kolichestva zhidkostey i gazov s pomoschyu standartnyih suzhayuschih ustroystv. Ch. 2. Diafragmyi. Tehnicheskie trebovaniya. M.: Standartinform, 2007. 48 s. [in Russian].

10 GOST 8.586.3–2005. Izmerenie rashoda i kolichestva zhidkostey i gazov s pomoschyu standartnyih suzhayuschih ustroystv. Ch. 3. Sopla i sopla Venturi. Tehnichesk ie t rebovaniya . M. : Standartinform, 2007. 37 s. [in Russian].

11 GOST 8.586.4–2005. Izmerenie rashoda i kolichestva zhidkostey i gazov s pomoschyu standartnyih suzhayuschih

ustroystv. Ch. 4. Trubyi Venturi. Tehnicheskie trebovaniya. M.: Standartinform, 2007. 27 s. [in Russian].

12 GOST 8.586.5–2005. Izmerenie rashoda i kolichestva zhidkostey i gazov s pomoschyu standartnyih suzhayuschih ustroystv. Ch. 5. Metodika vyipolneniya izmereniy. M.: Standartinform, 2007. 117 s. [in Russian].

Чухарева Н. В., канд. хим. наук, доцент, Институт природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Российская ФедерацияN. V. Chukhareva, Candidate of Chemical Sciences, Associate Professor, Insutute of Natural Resources, National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, the Russian Federatione-mail: [email protected]Ермолаева А. В., магистрант, Институт природных ресурсов, Национальный иссле-довательский Томский политехнический университет, г. Томск, Российская ФедерацияA. V. Ermolaeva, Master Student, Insutute of Natural Resources, National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, the Russian Federatione-mail: [email protected],Нестеренко А. С. ведущий инженер, про-изводственный отдел метрологического обеспечения, ООО «Газпром трансгаз Томск», г. Томск, Российская ФедерацияA. S. Nesterenko, Senior Engineer, Functional Department of Metrology Provision, JSC «Gazprom transgaz Tomsk», Tomsk, the Russian Federatione-mail: [email protected]

92Переработка. Нефтехимия

2014, т. 12, № 2

УДК 665.753.4.038

ВЛИЯНИЕ ПРИСАДОК НА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ И ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ДИЗЕЛЬНЫХ ТОПЛИВTHE IMPACT OF ADDITIVES ON OPERATIONAL AND ECOLOGICAL CHARACTERISTICS OF DIESEL FUELS

В настоящее время производство моторных топлив, соответствующих совре-менным стандартам, невозможно без применения присадок различного функци-онального назначения. Основную долю рынка присадок в России занимает зарубежная продукция, поэтому очень важно развивать отечественные разработ-ки, способные заменить импорт. Использование присадок, однако, может представлять дополнительную, в част-ности, токсикологическую опасность для окружающей среды, поскольку компо-ненты, входящие в состав присадок, а также продукты их сгорания в основном представлены веществами, свойства которых до сих пор недостаточно изучены.Проведены исследования трех образцов присадок, разработанных в ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез», а также зарубежных и отечественных аналогов по влиянию на основные показатели качества дизельного топлива производства ОАО «Газпром нефтехим Салават», а также по определению степени воздей-ствия компонентов, входящих в состав присадок, а также непосредственно самих присадок (в случае их аварийного разлива) на гидробионты.Предложен метод биотестирования с использованием цериодафнии (Ceriodaphnia affinis Lillijeborg) и инфузории-туфелька (Paramecium caudatum Ehrenberg) в качестве тест-объектов. Показано, что при использовании тест-объектов, принадлежащих различным таксонометрическим группам, данный метод позволяет с большей достоверно-стью определить степень интегральной токсичности объекта исследования. На основании всех проделанных исследований установлено, что отечественные присадки, сравнимы как по эксплуатационным, так и по экологическим харак-теристикам с зарубежными аналогами и не уступают им по эффективности. Информация, полученная на основании токсикологических исследований при-садок, может быть полезной при составлении паспортов безопасности, товар-ных спецификаций и иных технических документов, сопровождающих присад-ки при их реализации.

Today is it impossible to perform production of motor fuel, its quality conforming to modern standards, without application of multi-purpose additives. The main share of the market of additives in Russia is occupied by additives of foreign manufacture. Therefore, it is very important to develop domestic production that would make up for the imported additives.However, the application of additives can provide additional, particularly, toxicological risk to the environment, because the components included in the composition of additives, as well as their combustion products are mainly represented by substances, the properties of which are still understudied.We investigated the influence of three samples of additives developed in «Scientific-technical centre «Salavatneftorgsintez» JSC, as well as their foreign and domestic analogues on quality scores of diesel fuel which was produced in OJSC “Gazprom neftekhim Salavat”. We also studied the impact of toxicity level in the components of additives and additives themselves (in case of their accidental spillage) on aquatic organisms. We proposed the method of biotesting with the application of ceriodaphnia (Ceriodaphnia affinis Lillijeborg) and infusorian (Paramecium caudatum Ehrenberg) as test objects.It is shown that with the use of different taxonomic groups as test objects given method allows determining integrated toxicity level of the study object more accurately.Following the results of the research we have found that the domestic additives are comparable with their analogues of foreign manufacture and are equal them in efficiency.The information obtained on the basis of toxicological studies of additives can be helpful in the preparation of safety data sheets, product specifications and other technical documents, that accompany additives in their implementation.

Зиннатуллина Г.М., Алипов Д.E., Баулин О.А., Шахова Ф.А.,

Мухамадеева А.И., Карпенко Е.М., Гумерова Э.Т., Cпащенко А.Ю.,



ГУП «Институт нефтехимпереработки РБ», г. Уфа,

Российская ФедерацияГБУ «Управление государственного

аналитического контроля Министерства природопользования и

экологии РБ»,г. Уфа, Российская Федерация

ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез», г. Салават, Российская Федерация

G.M. Zinnatullina, D.E. Alipov, O.A. Baulin, F.A. Shakhova,

A.I. Muhamadeeva, E.M. Karpenko, E.T. Gumerova, A.Yu. SpaschenkoFSBEI HPE «Ufa State Petroleum

Technological University»,Ufa, the Russian Federation

Institute of Petroleum Refining and Petrochemistry of BR, Ufa,

the Russian FederationSBI «State Department for Analytical

Control of Ministry for Nature Management and ecology BR», Ufa,

the Russian FederationJSC «Scientific-technical centre

«Salavatneftorgsintez»,Salavat, the Russian Federation

Ключевые слова: дизельное топливо, присадки к дизельным топливам, экотоксичность, биотестиро-вание, тест-объект, Paramecium caudatum, Ceriodaphnia affinis.

Key words: diesel fuel, additives to diesel fuels, toxicity, biotesting, test object, Paramecium caudatum, Ceriodaphnia affinis.


2014, т. 12, № 2

За последние годы автомобильный парк России демонстрирует стабильное увеличение количества транспортных средств, оснащенных дизельными двигателями. Это обусловлено тем, что дизельные двигатели по сравнению с бензиновыми обладают более высокой экономичностью, большей пожаро-взрывобезопасностью, а также имеют высокие дина-мические характеристики [1,2].

Согласно прогнозу Управления энергетической информации (EIA) [3], ежегодный рост мирового спроса на дизельное топливо (ДТ) на период 1999-2015 гг. в среднем составит 3,2%.

В этой связи, законодательство промышленно развитых стран уделяет повышенное внимание экологической безопасности дизельных двигателей.

В настоящее время качество ДТ, вырабатываемых в России, должно соответствовать требованиям одного из государственных стандартов: ТР ТС013/2011 или ГОСТ Р 52368-2005 «Топливо дизельное Евро. Технические условия». Последнее соответствует требованиям европейского стандарта ЕN 590:2009.

Известны различные способы повышения качества ДТ, однако получившим наибольшее распространение является использование присадок различного функционального назначения: цетанопо-вышающих, противоизносных, депрессорно-диспер-гирующих и др.[4-6].

Важно отметить, что непосредственно сами присадки также могут представлять дополнительную экологическую, в частности, токсикологическую опасность для окружающей среды, а потому оценить степень их воздействия является весьма актуальной задачей.

Нами были проведены исследования трех образцов присадок, разработанных в OOO «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез», а также зарубежных и отечественных аналогов по влиянию на эксплуатационные и экологические характеристики ДТ. Физико-химические свойства исследуемых присадок по данным технических условий, товарных спецификаций и паспортов безопасности представлены в таблицах 1-3[7-19].

Таблица 1. Физико-химические свойства цетаноповышающих присадок

Показатель Значение показателяНаименованиеприсадки Kerobrisol EHN Hitec

4103 W RV 100 Dodicet 5073 АддиТОП Ц

Производитель BASF Afton Chemical Total Clariant «OOO НТЦ СНОС»

Основное вещество 2-этилгексилнитрат (2-ЭГН)

Внешний видБесцветная

или светло-жел-тая жидкость

Водянисто-белая и светло-желтая

жидкость

Прозрачнаяжидкость

От бесцветного до бледно-

желтого

ПрозрачнаяЖидкость

Содержание основного вещества, % масс.

- ˃99,0 ˃99,0 - ˃99,0

Содержание воды, % масс. - - - 0,07 не более 0,1Содержание азотной кис-лоты, % масс.

- - - 0,005 не более 0,003

Плотность, кг/м3 962при 20 °С

962при 20 °С

- 960при 15 °С

не более 970 при 15 °С

Кинематическая вязкость, мм2/с

1,78при 20 °С

1,5при 40 °С

- - не менее 1,2при 20 °С

Температура вспышки в закрытом тигле, °С

81 78 - 74 не ниже 62

Температура самово-спламенения, °С

130 130 - - 130

Температура застывания, °С

минус 50 минус 40 - минус 50 нижеминус 50

Растворимость в воде12,6 мг/лпри 20 °С

не растворима в холодной воде

12,6 мг/лпри 20 °С

не растворимав холодной

воде

12,6 мг/лпри 20 °С


2014, т. 12, № 2

Таблица 2. Физико-химические свойства противоизносных присадок

Показатель Значение показателя

Наименованиеприсадки Dodilube 4940 Kerokorr

LA 99 С Каскад-5 PC 32 АддиТОП СМ

Производитель Clariant BASF ООО «Пластнефтехим»

Total «OOO НТЦ СНОС»

Природа присадки

Талловое масло(смесь углеводо-родов и жирных

кислот)

Талловое масло (смесь

жирных кислот)

Смесь карбоновыхпроизводных

в углеводородномрастворителе

Талловое масло(смесь жирных

кислот)

Смесь карбоновых кислот и

углеводородном растворителе

Внешний вид Жидкость бледно-желтого

цвета

Жидкость янтарного

цвета

Прозрачная жидкость от

желтого до темно-коричневого цвета

янтарная жидкость со

слабым запахом жирных кислот

Прозрачная однороднаяжидкость от

желтого до темно-коричневого цвета

Кислотное число, мг КОН/г, не менее - - 100 - 120

Кинем. вязкость при 20 °С, мм2/с около 40 меньше 40 - 20-50 70

Плотность при 15 °С, кг/м3 0,910 - 0,916-0,930 0,890-0,930 -

Температура вспышки в закры-том тигле, °С

выше 200 выше 100 не ниже 62 выше 100 не ниже 100

Температура засты-вания, °С минус 9 ниже минус

6 ниже минус 10 ниже минус 6 минус 10

Массовая доля воды, % масс., не более

- - 0,1 - 0,1

Растворимость в воде не растворима не

растворима не растворима не растворима не растворима

Таблица 3. Физико-химические свойства депрессорно-диспергирующих присадок

Показатель Значение показателя

Наименование при-садки

Dodiflow 5416 OFI 8863 АддиТОПДДП 2

1 2 3Производитель Clariаnt Innospec «OOO НТЦ СНОС»

СоставСмесь полимеров в высококипящих

углеводородах

Cмесь органических полимеров в ароматическом

растворителе

Смесь сополимеров и углеводородного

растворителя

Внешний вид Вязкая жидкость от прозрачной до мутной

Жидкость от белого до желтоватого цвета

Жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета

Температура вспышки в закрытом тигле, °С ≈ 56 > 61 51

Плотность, кг/м3895 при 40 °С 905-945

при 40°С887,5

при 20°С

Вязкость кинематическая, мм2/с

≈ 200при 40 °С

211при 40 °С

3,19при 40 °С

Температура застывания,°С

минус 21 минус 12 минус 19

Растворимость в воде не растворима не растворима не растворима


2014, т. 12, № 2

Эффективность цетаноповышающих присадок (ЦПП) исследовалась на трех образцах ДТ производства ОАО «Газпром нефтехим Салават»: товарное ДТ летнее (ТР ТС013/2011), компонент ДТ с установки ГО-2 цех № 9 НПЗ, прямогонное ДТ. Цетановое число базовых топлив и топлив с ЦПП определялось по ГОСТ 3122-67.

Результаты испытаний цетаноповышающих присадок, которые были случайным образом зашиф-рованы, представлены в таблице 4. Каждый результат испытаний представляет собой среднее из двух параллельных определений с отклонением от среднего не более 5%.

Известно, что рабочая концентрация ЦПП в ДТ, которая чаще всего используется на нефте-перерабатывающих заводах (НПЗ) России, составляет 200-2000 мг/кг [7-11]. Нами для срав-нительного анализа эффективности отечественной и зарубежных присадок была выбрана концентрация 500 мг/кг в связи с высоким значением цетанового числа для исходных ДТ.

По результатам испытаний на трех образцах ДТ увеличение цетанового числа составило от 1,4 до 1,9 единиц. Наибольший прирост наблюдается при использовании образца присадки № 3, минималь-ный – при использовании образцов № 1,2.

Проведенными исследованиями показана примерно одинаковая эффективность действия зарубежных и отечественной присадок. На наш взгляд, это объясняется тем, что основным действующим веществом всех исследуемых присадок является 2-ЭГН.

Нами были проведены исследования влияния противоизносных присадок на смазывающую способность ДТ на основании определения скорректированного диаметра износа (СДПИ) по методу ГОСТ Р ИСО 12156-1-2006. В качестве объекта исследования был выбран компонент летнего ДТ, отобранный с установки ГО-2 цех № 9

НПЗ ОАО «Газпром нефтехим Салават», который по содержанию серы соответствует виду I по ГОСТ Р 52368-2005. Рекомендованная дозировка противоизносных присадок в ДТ составляет 25-300 мг/кг в зависимости от показателей качества ДТ [12-16]. Нами для сравнения эффективности присадок была взята концентрация 100 мг/кг, поскольку данная концентрация является наиболее характер-ной для ДТ с высоким содержанием серы. В таблице 5 представлены результаты испытаний эффективно-сти противоизносных присадок.

Из данных таблицы 5 видно, что близкую эффективность показали образцы присадок № 6,7,8,9, значение СДПИ этих композиций с образцом ДТ составило 357-375 мкм. Значение СДПИ ДТ, содержащего отечественную присадку выше значений показателя, полученных на образцах присадок № 6-9, однако данное значение удовлетворяет требованию ГОСТ Р 52368-2005 по смазывающей способности (не более 460 мкм). Это объясняется, на наш взгляд, тем, что в качестве основного компонента большинства исследуемых присадок используется талловое масло, состав которого зависит от природы перерабатываемой древесины и может резко различаться по содержанию смоляных и жирных кислот [6, c. 42; 20].

Эффективность депрессорно-диспергирующих присадок нами исследовалась на двух образцах ДТ производства ОАО «Газпром нефтехим Салават» на основании определения предельной температуры фильтруемости (ПТФ) согласно ГОСТ 22254-92. Нами были проведены исследования в интервале концентраций от 0 до 1000 мг/кг, поскольку дальнейшее увеличение концентрации присадки в ДТ не приводит к заметному росту депрессорного эффекта. Графическая зависимость ПТФ от содержания присадок в образцах ДТ представлена на рисунках 1 и 2.

Таблица 4. Результаты испытаний цетаноповышающих присадок

Наименование образца

Значение цетанового числа, ед.Исходное ДТ ДТ, содержащее 500 мг/кг присадки

Образец №1 Образец №2 Образец №3 Образец №4 Образец №5

Товарное ДТ летнее 51,0 51,4 51,4 51,8 51,6 51,6

Компонент ДТ 52,6 53,0 53,6 53,8 54,0 53,8

Прямогонное ДТ 49,0 52,4 52,2 52,6 52,0 52,6

Таблица 5. Результаты испытаний эффективности противоизносных присадок

Наименование показателя

Значение показателяИсходное ДТ ДТ, содержащее 100 мг/кг присадки

Образец №6 Образец №7 Образец №8 Образец №9 Образец №10

СДПИ, мкм 576 362 375 357 369 410


2014, т. 12, № 2

Рисунок 1. Зависимость ПТФ от содержания присадки в ДТ-1

Рисунок 2. Зависимость ПТФ от содержания присадки в ДТ-2

В результате испытаний пробы ДТ-1, содержа-щей образец отечественной присадки, показана близкая эффективность с одним из зарубежных аналогов, однако данный образец проявил несколько меньшую эффективность в отличие от зарубежных присадок на ДТ-2. Это связано, на наш взгляд, с меньшим содержанием основного активного вещества (до 30%) в образце отечественной присадки по сравнению с его содержанием в образцах присадок зарубежных производителей (50-60%), а также лучшей приемистостью отечественной при-садки к более легким по фракционному составу ДТ.

На основании приведенных исследований, можно сделать вывод, что присадки, разработанные в ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез» по эффектив-ности не уступают зарубежным аналогам. Тем не менее, окончательный выбор присадок нужно про-водить для каждой конкретной пробы ДТ, учитывая их влияние на физико-химические и эксплуатацион-ные показатели качества ДТ, а также необходимо учитывать экономический и экологический аспекты использования присадок.

Важным аспектом использования присадок является влияние на окружающую среду, как основных компонентов самих присадок, так и продуктов их сгорания, поскольку в состав многих присадок входят вещества, свойства которых недостаточно изучены [21]. В этой связи авторами

продолжена работа по исследованию экотоксично-сти компонентов присадок методом биотестирова-ния. Эксперимент по определению острой и хронической токсичности трех образцов присадок, разработанных в ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез» проводился согласно методике [22]. Процедура био-тестирования по определению степени токсичности (CТ) проводилась с помощью прибора «Биотестер-2» по методике [23].

В качестве тест-объектов использованы: цериодафния (Ceriodaphnia affinis Lillijeborg) в экс-перименте по определению острой и хронической токсичности и инфузория-туфелька (Paramecium caudatum Ehrenberg) для установления степени ток-сичности.

Сущность метода биотестирования с тест-объектом инфузория-туфелька заключается в ответной реакции тест-организма на действие токсиканта с изменением поведенческих реакций. Восприятие химических веществ у инфузорий происходит на рецепторном уровне, чем и объясняется высокая чувствительность и быстрота ответа на воздействие экотоксиканта. Критерием токсического действия является индекс токсичности (T) - значимое различие в числе инфузорий, наблю-даемых в контроле и исследуемой пробе [24]. В зависимости от принимаемого значения, индекс токсичности Т, характеризует степень токсичности образца. В таблице 6 приведены результаты биотестирования по определению степени токсичности рассматриваемых присадок.

Наиболее токсичным оказался образец № 5 ЦПП (основное вещество- 2-ЭГН с массовой долей 99,8%). Допустимая степень токсичности для данного образца присадки наблюдается при концентрациях от 0,01 мг/л и ниже. Наименее токсичными оказались образцы депрессорно-диспергирующих присадок № 12, основными ком-понентами, определяющими токсикологическую характеристику вещества являются сольвент нафта, керосин и нафталин, и № 11 (смесь полимеров в высококипящих углеводородах), а также образец № 10 противоизносной присадки (cмесь карбоновых кислот и углеводородного растворителя), допустимая степень токсичности которых достигается при концентрации присадки в воде равной 10 мг/л. Все остальные образцы присадок показали промежуточные значения с допустимой степенью токсичности равной 1 мг/л и ниже.

Следует заметить, что, несмотря, на близкую природу присадок в пределах каждой группы, индексы токсичности при соответствующих концентрациях присадок в воде могут резко отличаться друг от друга. Это можно объяснить тем, что большинство рассматриваемых присадок являются практически не растворимыми в воде, однако попадание даже самой малой их концентрации


2014, т. 12, № 2

в водный объект может вызывать негативное влияние, поэтому важно оценить их ориен-тировочную степень воздействия.

Для более достоверного эксперимента по определению экотоксичности исследуемых приса-

док были проведены хронические и острые эксперименты по смертности тест-объекта Ceriodaphnia affinis.

Критерием острой токсичности служила гибель 50% и более цериодафний за 48 часов при условии, что в контроле гибель не превышает 10%. Гибель 20% и более тест-организмов за период 7 дней является критерием хронической токсичности. Результаты проведенных исследований представ-лены в таблице 7.

Таблица 6. Результаты биотестирования по определению степени токсичности присадок

Наименование образца Наименованиепоказателя

Концентрация присадки в воде, мг/л104 103 102 10 1 10-1 10-2 10-3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Образец №1 Т 1 1 1 0,726 0,595 0,224 0,214 -

СТ В В В В У Д ДОбразец №2 Т 1 0,740 0,562 0,429 0,386 0,352 0,113 -

СТ В В У У Д Д ДОбразец №3 Т 1 0,969 0,768 0,579 0,455 0,282 0,143 -

СТ В В В У У Д Д

Образец №4Т 1 0,603 0,522 0,452 0,229 0,142 0,187 -

СТ В У У У Д Д Д

Образец №5Т 1 0,895 0,888 0,843 0,771 0,660 0,381 0,280

СТ В В В В В У Д Д

Образец №6Т 1 0,877 0,713 0,652 0,332 0,238 0,131 -

СТ В В В У Д Д Д

Образец №7Т 1 0,666 0,492 0,484 0,349 0,277 - -

СТ В У У У Д ДОбразец №8 Т 0,836 0,793 0,541 0,460 0,347 0,400 0,208 -

СТ В В У У Д Д ДОбразец №9 Т 1 0,612 0,555 0,408 0,361 0,101 - -

СТ В У У У Д Д

Образец №10Т 1 0,752 0,445 0,320 0,113 0,100 - -

СТ В В У Д Д Д

Образец №11Т 0,897 0,445 0,432 0,342 0,316 0,115 - -

СТ В У У Д Д ДОбразец №12 Т 0,891 0,557 0,425 0,380 0,088 - - -

СТ В У У Д ДОбразец №13 Т 0,984 0,868 0,713 0,608 0,444 0,334 0,207 -

СТ В В В У У Д ДД – Допустимая степень токсичности 0,00 < Т ≤ 0,40У – Умеренная степень токсичности 0,40 < Т ≤ 0,70В – Высокая степень токсичности Т > 0,70

Таблица 7. Результаты острой и хронической токсичности в модельных образцах исследованных соединений

Наименование образца Исходная концентрация, мг/л

Смертность цериодафний в остром и хроническом эксперименте, %

Острый эксперимент Хронический экспериментОбразец №5 0,1 10 На 6 сут. 50Образец №10 0,1 0 На 6 сут. 40Образец №12 0,1 10 На 5 сут. 30


2014, т. 12, № 2

На рисунке 3 приведена графическая зависи-мость количества погибших цериодафний от вре-мени.

Рисунок 3. Зависимость погибших цериодафний от времени

Исходя из полученных результатов можно сделать вывод, что концентрация (0,1 мг/л) присадок в воде водных объектов не оказывает острого токсического действия на гидробионты, однако по смертности тест-объекта цериодафния наблюдается хроническая токсичность. Сопоставив результаты, полученные при биотестировании, с тест-объектом инфузория-туфелька, данная концентрация присадки в воде для всех образцов относится к умеренно – допустимой (Т<0,7). Однако, образец присадки № 12, характеризующийся как наименее токсичный по результатам биотестирования с тест-объектом

Paramecium candatum, показал наибольшую гибель Ceriodaphnia affinis, достигшую 80% на 6 сутки, по сравнению с остальными образцами, а образец № 5, оказавшийся наиболее токсичным при проведении эксперимента на инфузории-туфельке, в случае био-тестирования с тест-объектом Ceriodaphnia affinis, показал промежуточную смертность цериодафний. Это можно объяснить тем, что тест-объекты, пред-ставляющие организмы различных таксонометриче-ских групп способны по-разному реагировать на вещества одинаковой химической природы.

Таким образом, исследование экотоксичности присадок к дизельному топливу методом биотестирования с помощью различных тест-объектов дает более глубокую оценку токсичности компонентов, входящих в состав присадок, а также самих присадок. Полученная информация может быть полезной при составлении паспортов безопасности, товарных спецификаций и иных технических документов, сопровождающих присадки при их реализации.

ВыводыВ результате проведенных исследований

установлено, что присадки, разработанные в ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез», сравнимы как по эксплуатационным, так и по экологическим ха рактеристикам с зарубежными и отечественными аналогами и не уступают им по эффективности.


1 Стуканов В.А. Основы теории автомобильных двигателей и автомобиля. М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2005. 368с.

2 Методы получения дизельных топлив с улучшенными экологическими показателями/ Баулин О.А. [и др.] // Нефтегазовое дело. 2007.Т. 5. № 1. С.189-192.

3 Митусова Т.Н., Полина Е.В., Калинина М.В. Современные дизельные топлива и присадки к ним. М.: Изд-во «Техника».ООО «ТУМА ГРУПП», 2002. 64c.

4 Данилов А.М. Отечественные присадки к дизельным топливам// Мир нефтепродуктов. 2010. № 1. С. 9-13.

5 Капустин В.М. Нефтяные и альтернативные топлива с присадками и добавками. М.: КолосС, 2008. 232с.

6 Данилов А.М. Разработка и применение присадок к топливам в 2006-2010гг. // Химия и технология топлив и масел. 2011. № 6. С. 41-50.

7 Присадка для дизельных топлив, повышающая цетановое число АддиТОП Ц/ AddiTOP C. Технические условия. СТО 67177647-06-2011.16c.

8 Паспорт безопасности в соответствии с 2001/58/EC.Dodicet 5073.7c. URL: http://www.topreg.ru/images/pdf/passport_Dodicet_5073.pdf

9 Паспорт безопасности согласно 91/155/СEE. Kerobrisol EHN. 8c. URL: http://www.topreg.ru/images/pdf/passport_Kerobrisol_EHN.pdf

10 П а с п о р т б е з о п а с н о с т и H4103W.12c. URL:http://www.topreg.ru/images/pdf/passport_HiTEC_4103W.pdf

11 Safety data sheet according to Regulation (EC) No.1907/2006. RV100. 13p.

12 Присадка противоизносная для дизельных топлив АддиТОП См/ AddiTOP L. Технические условия. СТО 67177647-01-2011.11c.

13 Паспорт безопасности в соответствии с 2001/58/ЕС. Dodilube 4940. 5c. URL:http://www.topreg.ru/images/pdf/passport_Dodilube_4940.pdf

14 Паспорт безопасности согласно 91/155/СEE. Kerokorr LA 99. 6c. URL:http://www.topreg.ru/images/pdf/passport_Kerokorr_LA_99.pdf

15 РПБ № 73178314.02.15507. Противоизносная присадка к средним нефтяным дистиллятам РС 32.13c.

16 РПБ № 56491903.02.12604. Присадка противоизносная для дизельных топлив «Каскад-5».13c.

17 Депрессорно-диспергирующая присадка для средних дистиллятов АддиТОП ДДП 2/ AddiTOP DDA 2. СТО 67177647-025-2013.13c.

18 Паспорт безопасности в соответствии с 2001/58/EC. Dodiflow 5416.-9c. URL:http://www.topreg.ru/images/pdf/dodiflow_5416_pasport.pdf

19 Паспорт безопасности согласно постановлению ЕС № 1907/2006. Keroflux 3614. 9c. URL: http://fortisgroup.com.ua/wp-content/uploads/2012/06/Saf-Keroflux-3614-Ru.pdf

20 О нежелательных побочных эффектах противоизносных присадок к дизельным топливам/ Митусова Т.Н. [и др.] // Мир нефтепродуктов. 2010. № 4-5. С.51-53.

21 Исследование экотоксичности присадок и их влияние на показатели качества дизельного топлива/ Осинская К. Ю. [и др.] // Нефтегазовое дело. 2013. Т. 11. № 3. С. 118-122.

22 Методика выполнения измерений. Биологические методы контроля. Методика определения токсичности воды и водных вытяжек из почв, осадков


2014, т. 12, № 2

сточных вод, отходов по смертности и изменению плодовитости цериодафний. ФР 1.39.2007.03221. Федеральный реестр (ФР). М.: Акварос, 2007.47c.

23 М е т од и к а о п р е д е л е н и я токсичности воды по хемотаксической реакции инфузорий. ПНД ФТ 14.1:2:3:4.2-98. Государственный комитет Российской Федерации по охране окружающей среды. Разработчик: АОЗТ «Спектр-М». СПб. 1998. С. 1-15.

24 Невский А.В., Мешалкин В.П., Шарнин В.А. Анализ и синтез водных р е су р с о с бе р е г а ю щ и х х и м и ко -технологических систем. М.: Наука, 2004. 254 c.

REFERENCES1 Stukanov V.A. Osnovyi teorii avto-

mobilnyih dvigateley i avtomobilya.-M.: FORUM: INFRAM, 2005.368s. [ in Russian].

2 Metodyi polucheniya dizelnyih topliv s uluchshennyimi kologicheskimi pokazatelyami/ Baulin O.A. [i dr. ] // Neftegazovoe delo. 2007. T. 5. №1. S.189-192. [ in Russian].

3 Mitusova T.N., Polina E.V., Kalinina M.V. Sovremennyie dizelnyie topliva I pri-sadki k nim.M.:Izd-tvo «Tehnika». OOO «TUMA GRUPP», 2002. 64s. [ in Russian].

4 Danilov A.M. Otechestvennyie pri-sadki k dizelnyim toplivam // Mir nefte-produktov. 2010. №1. S.9-13. [ in Russian].

5 Kapustin V. M. Neftyanyie i alternativnyie topliva s prisadkami i dobavkami. M.: KolosS, 2008. 232s. [ in Russian].

6 Danilov A.M. Razrabotka i primenenie prisadok k toplivam v 2006-2010gg. // Himiya i tehnologiya topliv i masel. 2011. № 6. S. 41-50. [ in Russian].

7 Prisadka dlya dizelnyih topliv, povyishayuschaya tsetanovoe chislo AddiTOP Ts/ AddiTOP C. Tehnicheskie usloviya. STO 67177647-06-2011.-16s. [ in Russian].

8 Pasport bezopasnosti v sootvetstvii s 2001/58/EC.Dodicet 5073. 7s. [ in Russian]. URL: http://www.topreg.ru/images/pdf/passport_Dodicet_5073.pdf

9 Pasport bezopasnosti soglasno 91/155/SEE. Kerobrisol EHN. 8s. [ in Russian]. URL: http://www.topreg.ru/images/pdf/passport_Kerobrisol_EHN.pdf

10 Pasport bezopasnosti H4103W.-12s. [in Russian]. URL:http://www.topreg.ru/images/pdf/passport_HiTEC_4103W.pdf

11 Safety data sheet according to Regulation (EC) No.1907/2006. RV100.13p. [ in English].

12 Prisadka protivoiznosnaya dlya dizelnyih topliv AddiTOP Sm/ AddiTOP L. Tehnicheskie usloviya. STO 67177647-01-2011. 11s. [ in Russian].

13 Pasport bezopasnosti v sootvetstvii s 2001/58/ES. Dodilube 4940. 5s. [ in Russian].

URL:http://www.topreg.ru/images/pdf/passport_Dodilube_4940.pdf

14 Pasport bezopasnosti soglasno 91/155/SEE. Kerokorr LA 99. 6s. [ in Russian]. URL:http://www.topreg.ru/images/pdf/passport_Kerokorr_LA_99.pdf

15 RPB № 73178314.02.15507. Protivoiznosnaya prisadka k srednim neftyanyim distillyatam RS 32. 13s. [ in Russian].

16 RPB № 56491903.02.12604. Prisadka protivoiznosnaya dlya dizelnyih topliv «Kaskad-5». 13s. [ in Russian].

17 Depressorno-dispergiruyuschaya prisadka dlya srednih distillyatov AddiTOP DDP 2/ AddiTOP DDA 2. STO 67177647-025-2013. 13s.

18 Pasport bezopasnosti v sootvetstvii s 2001/58/EC. Dodiflow 5416. 9s. [ in Russian]. URL:http://www.topreg.ru/images/pdf/dodiflow_5416_pasport.pdf

19 Pasport bezopasnosti soglasno postanovleniyu ES № 1907/2006. Keroflux 3614. 9s. [ in Russian]. URL: http://f o r t i s g r o u p . c o m . u a / w p - c o n t e n t /uploads/2012/06/Saf-Keroflux-3614-Ru.pdf

20 O nezhelatelnyih pobochnyih effektah protivoiznosnyih prisadok k dizelnyim toplivam/ Mitusova T.N. [i dr. ] // Mir nefteproduktov.2010. №4-5. S.51-53. [ in Russian].

21 Issledovanie ekotoksichnosti prisadok i ih vliyanie na pokazateli kachestva dizelnogo topliva/ K.Yu. Osinskaya [i dr. ] // Neftegazovoe delo. 2013. T. 11. № 3. S. 118-122. [ in Russian].

22 Metodika vyipolneniya izmereniy. Biologicheskie metodyi kontrolya. Metodika opredeleniya toksichnosti vodyi i vodnyih vyityazhek iz pochv, osadkov stochnyih vod, othodov po smertnosti i izmeneniyu p l o d o v i t o s t i t s e r i o d a f n i y. F R 1.39.2007.03221. Federalnyiy reestr (FR). M.: Akvaros, 2007.47s. [ in Russian].

23 Metodika opredeleniya toksichnosti vodyi po hemotaksicheskoy reaktsii infu-zoriy. PND FT 14.1:2:3:4.2-98. Gosudarstvennyiy komitet Rossiyskoy Federatsii po ohrane okruzhayuschey sredyi. Razrabotchik: AOZT «Spektr-M». SPb. 1998. S. 1-15. [ in Russian].

24 Nevskiy A.V., Meshalkin V.P., Sharnin V.A. Analiz i sintez vodnyih resur-sosberegayuschih himiko-tehnologicheskih sistem. M.: Nauka, 2004. 24s. [ in Russian].

Зиннатуллина Г.М., магистрант гр. МТП21-12-02, кафедра «Технология нефти и газа» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияG.M. Zinnatullina, Master Student of MTP21-12-02 the Group of the Chair «Technology of Oil and Gas», FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federation e-mail: [email protected]

Алипов Д.Е., магистрант гр. МТП21-12-01, кафедра «Технология нефти и газа», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияD.E. Alipov, Master Student of MTP21-12-01 the Group of the Chair «Technology of Oil and Gas», FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federation

Баулин О.А., канд. техн. наук, доцент кафедры «Технология нефти и газа», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияO.A. Baulin, Candidate of Engineering Sciences, Associate Professor of the Chair «Technology of Oil and Gas», FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federation

Шахова Ф.А., канд. техн. наук, доцент кафедры «Прикладная экология», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияF.A. Shakhova, Candidate of Engineering Sciences, Associate Professor of the Chair «Applied Ecology», FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federation

Мухамадеева А.И., инженер отдела очистки сточных вод Департамента про-мышленной экологии ГУП ИНХП РБ, г. Уфа, Российская ФедерацияA.I. Mukhamadeeva, Engineer of the Department of Wastewater Treatment Department of Industrial Ecology of Institute of Petroleum Refining and Petrochemistry of the Republic Bashkortostan, Ufa, the Russian Federation

Карпенко Е.М., зам. начальника отдела биологического контроля ГБУ «УГАК Министерства природопользования и экологии РБ», г. Уфа, Российская ФедерацияE. M. Karpenko, Deputy Head of Biological Control Department SBI «State Department for Analytical Control of Ministry for Nature Management and Ecology Republic Bashkortostan», Ufa, the Russian Federation

Гумерова Э.Т., ведущий специалист лабо-ратории процессов нефтепереработки, ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез», г. Салават, Российская ФедерацияE.T. Gumerova, Lead Specialist of Refining Processes Laboratory, JSC «Scientific-technical Centre «Salavatneftorgsintez», Salavat, the Russian Federation

Спащенко А.Ю., канд. техн. наук, началь-ник лаборатории процессов нефтепере-работки, ООО «НТЦ Салават нефтеорг-синтез», г. Салават, Российская ФедерацияA.Yu. Spaschenko, Candidate of Engineering Sciences, Head of Refining Processes Laboratory, JSC «Scientific-technical Centre «Salavatneftorgsintez», Salavat, the Russian Federation


2014, т. 12, № 2

УДК 66.095.21. 097:665.656.2

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ДОБАВКИ CUSO4 НА КАТАЛИТИЧЕСКИЕ СВОйСТВА ХЛОРАЛЮМИНАТНОй ИОННОй ЖИДКОСТИ В РЕАКЦИИ ИЗОМЕРИЗАЦИИ Н-ГЕКСАНА THE STUDY OF INFLUENCE OF ADDITION CUSO4 ON THE CATALYTIC PROPERTIES OF CHLOROALUMINATE IONIC LIQUID IN THE REACTION OF ISOMERIZATION OF N-HEXANE

В статье представлены результаты исследований влияния содержания сульфата меди (CuSO4) в составе ионной жидкости состава (С2H5)3NH-Al2Cl7 на ее каталитическую активность в жидкофазной реакции изомеризации н-гексана. Установлено, что при мольной доле добавки 0,08 моль/моль выход изомеров гексана достигает максимума и составляет 27,54% масс. Обнаружено, что дальнейшее увеличение содержания активирующей добавки до 0,24 моль/моль приводит к снижению глубины изомеризации до прежней величины 18-20% масс. Показано, что наряду с ускорением целевых реакций скелетной изомеризации происходит более значительное усиление побочных реакций крекинга и диспропорционирования, приводящих к образованию изобутана, изопентана и высокомолекулярных углеводородов С7+, что незначительно снижает выход компонентов изо-С5+ и приводит к снижению показателя селективности образования изомеров гексана на 24% масс. В составе изомеров гексана преобладают 2-метилпентан и 2,2-диметилбутан, что согласуется с кинетическими закономерностями, однако состав изогексанов отличается от термодинамически равновесного состава при температуре 30 °С. Обсуждены возможные причины действия активирующей добавки, на каталитическую активность синтезированной хлоралюминатной ионной жидкости (ХАИЖ). Полученная ионная жидкость состава (С2H5)3NH-Al2Cl7 с мольной долей сульфата меди (CuSO4) 0,08 моль/моль характеризуется высокой каталитической активностью при низких температурах в реакции изомеризации линейных алка-нов. Данное обстоятельство принимает особое значение в перспективе использования в качестве сырья широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) или легких бензиновых фракции с концом кипения 70, 80 °С, для процесса изомеризации в присутствии катализатора хлоралюминатной ионной жидкости с получением ценных компонентов товарных автобензинов и сырья для нефтехимии.

The results of the effect of copper sulfate content (CuSO4) comprising an ionic liquid composition (C2H5)3NH-Al2Cl7 on the catalytic activity in the liquid phase isomeriza-tion reaction of n –hexane is presented. It is founded that the mole fraction of additive has 0,08 mol/mol output of isomers of n-hexane gets a maximum and amount equals 27.54 % by weight. It is shown that a further increase amount of addition to 0,24 mol/mol leads to the reduction of conversion of n-hexane to the previous value of 18-20 % wt. The addition to the acceleration target reactions skeletal isomerization occurs more significantly side reactions of cracking and disproportionation, resulting forma-tion of isobutane , isopentane and high-molecular weight hydrocarbons C7+ that slightly decreases the yield of components iso- C5 + and leads to decrease of the selectivity of hexane isomers on 24 % wt is established.As part of hexane isomers 2-methylpentane and 2,2-dimethylbutane are prevailed which is consistent with the kinetic properties of their formation, however the com-position differs from isohexanes thermodynamic equilibrium composition at the temperature of 30 °C. Possible reasons for the action of promote addition on the cata-lytic activity of the synthesized chloroaluminate ionic liquid (HAIL ) is discussed. The resulting ionic liquid composition of (C2H5)3NH-Al2Cl7 with the mole fraction of copper sulfate CuSO4 0,08 mole / mole characterized by a high catalytic activity at low temperatures in the reaction of isomerization of linear alkanes. This fact assumes particular importance in the future be used as a catalyst of the process of isomerization in the presence of ionic liquid as a feedstock wide fraction of light hydrocarbons or light gasoline fractions from the end of boiling 70, 80 °C to obtain valuable commod-ity components of gasoline and petrochemical feedstock .

Ибрагимов А.А., Хакимов В.Н., Кочкина Е.В., Обидова А.К.,

Имаева Л.Р., Рахимов М.Н.ФГБОУ ВПО «Уфимский

государственный нефтяной технический университет», г. Уфа,

Российская Федерация

A.A. Ibragimov, V.N. Hakimov, E.V. Kochkina, A.K. Obidova, L.R. Imaeva, M.N. Rakhimov

FSBEI НРЕ “Ufa State Petroleum Technological University”,


Ключевые слова: изомеризация, ионная жид-кость, н-гексан, суперкислота, хлорид алюминия, сульфат меди, карбокатион.

Key words: isomerization, ionic liquid, n-hexane, super acid, aluminum chloride, cooper sulfate, carbocation.

ВведениеСовременный уровень требований к качеству

моторных топлив определяется не столько необхо-димостью обеспечения их эксплуатационных харак-теристик, сколько экологической безопасностью работы двигателей. Ужесточаются требования к


2014, т. 12, № 2

содержанию ароматических углеводородов (бензола) и сернистых соединений в составе товарных бензи-нов, что вызывает проблему оптимизации бензино-вого фонда отечественных НПЗ, решение которой основано на проведении модернизации действую-щих производств, а главное на внедрении новых процессов и катализаторов [1, 2].

Основным путем решения проблемы получения высокооктановых бензинов с пониженным содержа-нием ароматических углеводородов является вовле-чение в их состав оксигенатов, алкилбензина и изомеризата.

В процессе изомеризации пентан-гексановых фракций образуются изоалканы, октановые характе-ристики которых позволяют заметно снижать долю ароматических углеводородов в бензинах [3].

Традиционные бифункциональные катализаторы, которые представляют собой твердые кислоты, с нанесенными на них благородными металлами, спо-собны эффективно проводить процесс изомеризации легких алканов в интервале температур от 120 до 450 °С [4]. Однако в последнее время большой интерес представляет создание каталитических систем, кото-рые позволят снизить температуры процесса, что способствует увеличению выхода более разветвлен-ных алканов. Известно, что жидкие суперкислоты катализируют процесс изомеризации легких алканов при температурах 20-40 °С с образованием изоал-канов, в которых значительно содержание дизаме-щенных изомеров, для которых характерны наиболее высокие октановые числа. В то же время данные каталитические системы вызывают серьезные тех-нологические затруднения, связанные с их низкой стабильностью, коррозионной активностью и слож-ностью регенерации, а импрегнация на твердофаз-ный носитель приводит к снижению их каталитической активности [5].

В связи с чем, авторами были исследованы ката-литические системы, которые сочетали бы в себе свойства жидких кислот, но были бы экологически безопасными. К таким системам относятся ионные жидкости – жидкофазные расплавы солей при тем-пературе ниже 100 °С, состоящие из гетерооргани-ческого катиона и неорганического аниона. Преимущество использования ионных жидкостей связано с их уникальными физико-химическими свойствами, а именно с сочетанием свойств, раство-рителей и катализаторов [6]. Ионные жидкости позволяют повысить выход целевых продуктов, сни-зить количество отходов и вредных выбросов за счет более полной регенерации и возврата их в техноло-гический процесс [7,10-12].

Принципиальная возможность проведения реак-ций скелетной изомеризации н-алканов С5-С7 в мягких условиях в присутствии ионных жидкостей показана в работах [13, 14]. Конверсия алканов достигала 50-60% масс. при селективности образо-

вания изоалканов – 95% масс. В работе немецких ученых в качестве катализатора процесса изомери-зации н-октана использовали комплекс на основе хлоралюминатной ионной жидкости и серной кис-лоты; добавка серной кислоты к ионной жидкости в количестве 0,14% масс. позволила повысить выход целевых изомеров изооктанов до 10% масс [15]. Авторами работы [16] были проведены перспектив-ные исследования влияния добавок солей переход-ных металлов на каталитические свойства хло ра люминатной ионной жидкости в реакции изоме ризации н-пентана. Целью данной работы является изучение влияния содержания CuSO4 в хло-ралюминатной ионной жидкости на выход изоалка-нов в реакции изомеризации н-гексана.

Экспериментальная частьВ качестве сырья использовали н-гексан, с содер-

жанием основного вещества не менее 99,5% масс. В качестве компонентов каталитической системы использовали твердые соли триэтиламин гидрохло-рид и хлорид алюминия, сульфат меди (II).

Углеводороды были отогнаны над металличе-ским натрием непосредственно перед применением. Твердую соль, триэтиламин гидрохлорид, с содержа-нием основного вещества 99,89% масс., подвергали азеотропной сушке с н-гептаном до содержания воды не более 0,03% масс. Безводный хлорид алю-миния с содержанием основного вещества не менее 97,0% масс. был очищен путем двойной возгонки в инертной среде (сухой азот) непосредственно перед синтезом. Твердую соль сульфат меди CuSO4 про-каливали при температуре 150 °С в муфельной печи в инертной среде в течение 2 ч.

Ионная жидкость (ИЖ) была синтезирована сле-дующим образом. Триэтиламин гидрохлорид добав-ляли в н-гептан при медленном перемешивании и температуре 20 °С, далее к полученной смеси добав-ляли двойной мольный избыток хлорида алюминия, после чего смесь перемешивалась в течение 2 ч при температуре 80 °С. По окончании синтеза, верхний слой растворителя был удален на делительной воронке, нижний слой представлял собой вязкую светло-коричневую жидкость. На следующей стадии к полученной ионной жидкости добавляли точно рассчитанное количество CuSO4 и интенсивно пере-мешивали в течение 2 ч при температуре 80 °С.

Изомеризацию н-гексана проводили в реакторе, снабженном механической мешалкой, термометром, обратным холодильником, соединенным с отводом, конец которого помещен в охлажденный сосуд с н-гептаном для улавливания образующихся в ходе реакции газов и вводом для продувки инертным газом перед началом эксперимента. Отбор углеводо-родной фазы производился после охлаждения реак-ционной массы на ледяной бане до 0 °С. Были приняты следующие технологические параметры


2014, т. 12, № 2

процесса: температура – 30 °С, продолжительность реакции – 1 ч, скорость перемешивания - 1200 об./мин., объёмное соотношение катализатора к суб-страту 1–1 [17].

Оценку показателей каталитической активности ИЖ в процессе изомеризации н-гексана проводили путем расчета конверсии (X, % масс.), селективно-сти образования жидких изоалканов (Si-С5+, % масс.), селективности образования изомеров гексана (Si-С6, % масс.) и выходу изомеризата (В, % масс.) [18].

Анализ углеводородного состава полученных продуктов проводили газо-хроматографическим методом. Катализат анализировали на хроматографе Хроматек Кристалл 5000.1 с капиллярной колонкой длиной 50 м и внутренним диаметром 0,25 мм, в качестве разделяющей фазы использовался сквалан. Идентификация компонентов анализируемой смеси проводилась сравнением времени удерживания с эталонными индивидуальными веществами.

Результаты и их обсуждениеВ ходе исследований были подготовлены 8 образ-

цов катализатора с различной мольной долей добавки – сульфата меди (0; 0,005; 0,01; 0,02; 0,04; 0,08; 0,12; 0,24 моль/моль). В таблице 1 представлен компонентный состав изомеризата в зависимости от содержания добавки в катализаторе.

Анализ результатов исследований показывает, что синтезированная хлоралюминатная ионная жид-кость в мягких условиях катализирует изомериза-цию н-гексана, что является признаком суперкислотности. Конверсия достигает 20% масс. при продолжительности реакции 1 ч. При увеличе-нии мольной доли сульфата меди в ионной жидкости с 0,01 до 0,08 сумма изомеров гексана в катализате

увеличивается в 1,7 раза; дальнейшее повышение мольной доли до величины 0,24 приводит к сниже-нию выхода изогексанов. Аналогичная закономер-ность наблюдается и для побочных продуктов реакции, в частности содержание изобутана и изо-пентана в катализате достигает максимума при кон-центрации CuSO4 в ХАИЖ 0,08 моль/моль 6,02 и 5,16% масс., а при мольной доле добавки 0,24 их содержание снижается до 2,65 и 1,89% масс., соот-ветственно. Концентрация в изомеризате высокомо-лекулярных углеводородов С7+ сначала повышается до величины 18,03% масс., а дальнейшее увеличение мольной доли до 0,24 приводит к снижению выхода продуктов С7+ до прежнего исходного значения на уровне 0-2% масс.

Необходимо отметить, что скорость образования 2-метилпентана и 2,2-диметилбутана выше, чем 3-метилпентана и 2,3-диметилбутана, что согласу-ется с известными данными (таблица 1). [13,14]. Cостав изомеров гексана отличается от термодина-мического равновесного состава при исследованной температуре, что вероятнее всего обусловлено невы-сокой кислотностью ХАИЖ по сравнению с тради-ционным жидкими фторсодержащими кислотами [17].

На рисунке 1 представлены показатели процесса изомеризации н-гексана в зависимости от мольной доли CuSO4 в катализаторе.

Как следует из полученных данных, при мольной доле CuSO4 в катализаторе равной 0,08 моль/моль конверсия н-гексана достигает максимального зна-чения 57% масс., выход изомеризата составляет 50% масс. Селективность образования изомеров гексана сначала снижается с 70 до 48% масс. в области кон-

Таблица 1. Компонентный состав продуктов изомеризации н-гексана в среде ионной жидкости в зависимости от концентрации CuSO4.

Компонентный состав катализата, % масс. Мольное соотношение CuSO4 к ионной жидкости0 0,005 0,01 0,02 0,04 0,08 0,12 0,24

Углеводороды С4, в том числе:Изобутан 2,73 2,17 2,83 3,18 4,49 6,02 2,96 2,65Бутан 0 0 0,1 0,05 0,09 0,1 0,1 0Углеводороды С5, в том числе:Изопентан 2,26 2,07 2,12 2,74 4,12 5,16 1,98 1,89Н-пентан 0 0 0 0 0,10 0,10 0 0Углеводороды С6, в том числе:2-метилпентан 7,16 6,52 6,49 9,05 10,45 11,06 6,25 5,933-метилпентан 3,37 3,11 3,48 4,82 5,43 6,12 3,58 3,442,2диметилбутан 2,35 2,12 2,56 3,92 5,15 6,65 3,01 2,922,3диметилбутан 1,39 1,73 1,86 2,32 3,75 3,71 2,12 2,13н-гексан 80,13 81,7 80,01 64,86 56,37 43,05 78,3 79,81Углеводороды С7+ 0,61 0,58 0,55 9,06 10,05 18,03 1,67 1,23Итого: 100 100 100 100 100 100 100 100


2014, т. 12, № 2

центраций добавки 0,04-0,08 моль/моль, а затем воз-растает до прежнего значения 65-70% масс. Вероятнее всего это обусловлено тем, что активиру-ющая добавка наряду с усилением скорости целевых реакции скелетной изомеризации н-гексана, способ-ствует увеличению скорости побочных реакций кре-кинга и диспропорционирования. Ниже приведен возможный механизм образования активных компо-нентов катализатора:

Известно, что соли меди склонны к комплексоо-бразованию с аминами и способны катализировать некоторые ионные процессы [15,16]. Учитывая тот факт, что ионные жидкости являются полярными средами, в которых твердые соли могут легко диссо-циировать на соответствующие катионы и анионы, возможно образование комплекса триэтиламина с ионами меди по следующему механизму:

В связи с тем, что процесс изомеризации проте-кает по кислотному механизму, то образующиеся HCl и HAl2Cl7, повышая кислотность среды, способ-ствуют увеличению скорости образования карбока-тиона, участвующего в дальнейшем отщеплении гидрид-иона от н-гексана с образованием изогексана и вторичного карбокатиона, переходящего в более устойчивую третичную форму и снова участвую-щего в отщеплении гидрид иона от парафина, что согласуется с данными работы авторов [16].

В данной работе было установлено, что при мольной доле сульфата меди в катализаторе равной 0,08 моль/моль достигаются наиболее высокие пока-затели процесса. Дальнейшее увеличение концен-трации добавки в катализаторе приводит к снижению выхода изоалканов (таблица 1, рисунок 1). Для объ-яснения данного явления обратимся к механизму изомеризации н-алканов в присутствии суперкислот-ной ХАИЖ.

Как было отмечено ранее, в присутствии катали-заторов кислотного типа изомеризация протекает по карбокатионному механизму. Ключевой стадией в реакции изомеризации н-алканов, по-видимому, является отрыв гидрид иона от алкана с образова-нием вторичного карбокатиона. Данная стадия

Рисунок 1. Зависимость показателей процесса изомеризации н-гексана от мольной доли добавки в ионной жидкости: – конверсия; – селективность образования изокомпонентов С5+; – выход изомеризата; – селективность образо-

вания изомеров гексана


2014, т. 12, № 2

может происходить как под действием отрыва гидрид иона сильной Льюисовской кислотой AlCl4

-, Al2Cl7

-, Al3Cl10- (анионов, которые образуются при

диссоциации ХАИЖ), так и под действием чрезвы-чайно реакционноспособных протонов H+, которые могут образоваться в результате частичного гидро-лиза ХАИЖ [8]. В этом случае образование вторич-ного карбокатиона может происходить согласно данным работы авторов [5].

Вероятнее всего, при увеличении содержания CuSO4 в катализаторе избыточное количество ионов SO4

2- вступает в реакцию с хлоралюминатными структурами, которые обладают повышенной Льюисовской кислотностью:CuSO4 Cu2+ + SO4

2-

2AlCl4 + 3SO42 Al2 SO4 3 + 8Cl-

В результате данных превращений образуется сульфат алюминия, который не проявляет кислотных свойств и тяжело диссоциирует на ионы, что было показано в работе [15]. Таким образом, происходит снижение концентрации в катализаторе активных компонентов, ответственных за повышенные кис-лотные свойства ионной жидкости, что приводит к снижению каталитической активности.

ВыводыТаким образом, экспериментально было пока-

зано, что при мольной доле сульфата меди равной 0,08 моль/моль выход изомеров гексана достигает максимума. Дальнейшее увеличение концентрации активирующей добавки до 0,24 моль/моль приводит к снижению глубины изомеризации до прежней величины 18-20% масс.

Установлено, что наряду с увеличением выхода продуктов скелетной изомеризации происходит более значительное усиление побочных реакций крекинга и диспропорционирования, приводящих к образованию изобутана, изопентана и высокомоле-кулярных углеводородов С7+.

Обнаружено, что в составе изомеров гексана пре-обладают 2-метилпентан и 2,2-диметилбутан, что согласуется с кинетическими закономерностями, однако состав изогексанов отличается от термодина-мически равновесного состава при температуре 30 °С.

Необходимо проведение дальнейших исследова-ний в области катализа суперкислотных хлоралюми-натных ионных жидкостей, которые являются перспективными каталитическими средами для про-цессов переработки легкого углеводородного сырья с получением продуктов с высокой добавленной сто-имостью.


1 Мириманян А.А., Вихман А.Г., Боруцкий П.Н. О повышении качества изокомпонентов для производства пер-с п е кт и в н ы х а вто бе н з и н о в / / Нефтепереработка и нефтехимия. 2007. № 7. С. 5-9.

2 Промышленный опыт среднетем-пературной изомеризации легкой бензино-вой фракции /Смирнов В.К.[и др.] // Нефтепереработка и нефтехимия. 2005. № 2. С. 14-17.

3 Бабиков, А.Ф., Шакун А.Ф., Федоров М.Л. Новый цеолитный катали-затор изомеризации легких бензиновых фракций СИ-1 // Нефтепереработка и нефтехимия. 1996. № 10. С. 17.

4 Покровский С.В. Новые зарубеж-ные технологии нефтепереработки // Нефтегазовая вертикаль. 2002. № 7. С. 68.

5 Бурсиан И.Р., Орлов Д.С., Шакун А.И. Катализ на сверхкислотах. М.: НИИТЭНефтехим. 1979. 64 с.

6 Ионные жидкости в каталитиче-ских превращениях олефинов и диенов /Насиров Ф.А.[и др.]// Нефтехимия. 2007. Т. 47. № 5. С. 31-37.

7 Weyerhausen, B., Lehmann K. Industrial application of ionic liquids as performance additives// Green. Chem. – 2005. – № 7. – P. 15.

8 Zhao D., Wu M., Kou Y., Min E. Ionic liquids: application in catalysis // Catal. Today. 2002. V. 74. P. 157-164.

9 Olivier-Bourbigou H., Magna L. Ionic liquid: perspectives for organic and catalytic reactions // J. Mol.Catal. 2002. V. 182. P. 419-430.

10 Zhang, J., Huang C., Chen B. Isobutane/2-butene alkylation catalyzed by chloroaluminate ionic liquids in the presence of aromatic additives // Journal of Catalysis. 2007. V. 38. P. 261-268.

11 Zhang, J., Huang C., Chen B. Alkylation of isobutane and butane using chloroaluminate imidazolium ionic liquid as catalyst: Effect of organosulfur compound additive // Korean J. Chem. Eng. 2008. V. 25. P. 982-986.

12 Olivier H. Homogenous and two-phase dimerization of olefins catalyzed by tungsten complexes.// J. Mol. Catal. 1999. V. 148. P. 43-48.

13 Кустов Л.М., Васина Т.В., Ксенофонтов В.А. Ионные жидкости как каталитические среды // Рос. хим. журн. 2004. T. 48. № 6. C. 13-31.

14 Zhang R., Meng X.H. Isomerization n-pentane catalyzed by acidic chloroaluminate ionic liquids // Ind. Eng. Chem. Res. 2008. V. 47. P. 8205-8209.

15 Meyer C., Wasserscheid P. Effective n-octane isomerization under exceptionally mild conditions using a novel class of

superacidic ionic liquids // Chem. Com. 2010. V. 46. Р. 7625-7627.

16 Зинуров Д.Р., Лиакумович Р.Р. Скелетная изомеризация н-пентана в при-сутствии ионной жидкости на основе AlCl3 // Нефтехимия 2010. Т.50. № 5. С. 386-390.

17 Ибрагимов А.А., Мешалкин В.П., Рахимов М.Н. Влияние разветвленных алканов на процесс изомеризации н-гексана в среде суперкислотной ионной жидкости // Известия вузов: Химия и химическая технология. 2013. Т. 56. № 10. С.31-32.

18 Зависимости между кислотными и каталитическими свойствами ионных жидкостей в реакции изомеризации н-гексана / Ибрагимов А.А. [и др.] //Нефтегазовое дело. 2012. № 2. С. 12-16 (дата обращения 20.04.2014).

REFERENCES1 Mirimanyan A.A., Vihman A.G.,

Borutsky P.N. O povyshenii kachestva izokomponentov dlya proizvodstva perspek t ivnyh av tobenz inov / / Neftepererabotka i neftehimiya. 2007. № 7. S. 5-9. [in Russian].

2 P r o m y s h l e n n i i o p y t srednetemperaturnoi izomerizatsii legkoi benzinovoi fraktsii/ Smirnov V.K. [i dr.] // Neftepererabotka i neftehimiya. 2005. № 2. S. 14-17. [in Russian].


2014, т. 12, № 2

3 Babikov A.F., Shakun A.F., Fedorov M.N. Novyi tseolitnyi katalizator izomerizaysii legkih benzinovyh fraktsii SI-1 // Neftepererabotka i neftehimiya. 1996. № 10. S. 17. [in Russian].

4 Pokrovskii S.V. Novie zarubezhnye tehnologii neftepererabotki // Neftegazovaya vertikal’. 2002. №7. S.68. [in Russian].

5 Bursian I.R., Orlov D.S., Shakun A. I. Kataliz na sverhkislotah. M.: NIITENeftehim. 1979. 64 s. [in Russian].

6 Nassirov F.A., Novruzova F.M., Aslanbeyli A. M., Azizov A.G. Ionnye zhidkosti v kataliticheskih prevrasheniyah olefinov I dienov // Neftehimiya. 2007. T. 47. № 5. S. 31-37. [in Russian].

7 Weyerhausen, B., Lehmann K. Industrial application of ionic liquids as performance additives // Green. Chem. – 2005. – № 7. – P. 15. [in English].

8 Zhao D., Wu M., Kou Y., Min E. Ionic liquids: application in catalysis // Catal. Today. 2002. V. 74. P. 157-164. [in English].

9 Olivier-Bourbigou H., Magna L. Ionic liquids: application in catalysis // J. Mol.Catal. 2002. V. 182. P. 419-430. [in English].

10 Zhang, J., Huang C., Chen B. Isobutane/2-butene alkylation catalyzed by chloroaluminate ionic liquids in the presence of aromatic additives // Journal of Catalysis. 2007. V. 38. P. 261-268. [in English].

11 Zhang, J., Huang C., Chen B. Alkylation of isobutane and butane using chloroaluminate imidazolium ionic liquid as catalyst: Effect of organosulfur compound additive // Korean J. Chem. Eng. 2008. V. 25. P. 982-986. [in English].

12 Olivier H. Homogenous and two-phase dimerization of olefins catalyzed by tungsten complexes.// J. Mol. Catal. 1999. V. 148. P. 43-48. [in English].

13 Kustov L. M., Vasina T.V., Ksenofontov V. A. Ionnye zhidkosti kak

kataliticheskie sredy // Ros. him. jurn. 2004. T. 48 № 6. S. 13-31. [in Russian].

14 Zhang R., Meng X.H. Isomerization n-pentane catalyzed by acidic chloroaluminate ionic liquids // Ind. Eng. Chem. Res. 2008. V. 47. P. 8205-8209. [in English].

15 Meyer C., Wasserscheid P. Effective n-octane isomerization under exceptionally mild conditions using a novel class of superacidic ionic liquids // Chem. Com. 2010. V. 46. Р. 7625-7627. [in English].

16 Zinurov D.R., Liakumovich R.R. Skeletnaya izomerizatsiya n-pentana v prisutstvii ionnoi zhidkosti na osnove AlCl3 // Neftehimiya. 2010. T. 50. № 5. S. 386-390. [in Russian].

17 Ibragimov A.A., Meshalkin V.P., Rakhimov M.N. Vliyanie razvetvlennyh alkanov na protsess izomerizatsii n-geksana v srede superkislotnoi ionnoi zhidkosti // Izvestiya vuzov: Himiya I himicheskaya tehnologiya. 2013. T. 56. № 10. S. 108-112. [in Russian].

18 Ibragimov A.A., Shiriyazdanov R.R., Davletshin A.R., Rakhimov M.N., Baulin O.A. Zavisimosti mezhdu kislotnimi i cataliticheskimi svoistvami ionnyh zhidkostei v reaktsii izomerizatsii n-geksana // Neftegazovoe delo 2012. №2. S. 12-16 (data obrasheniya 20.04.2014) [in Russian].

Ибрагимов А.А., канд. техн .наук, асси-стент кафедры «Нефтехимия и химиче-ская технология», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияA.A. Ibragimov, Сandidate of Engineering Sciences, Assistant of the Chair «Petrochemical and Chemical Technology», FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federatione-mail: [email protected]

Хакимов В. Н., магистрант, группа МТС01-13-01, кафедра «Нефтехимия и химическая технология», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация

V.N. Hakimov, Master Student of MTS01-13-01 Group of the Chair «Petrochemical and Chemical Technology», FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federation

Oбидова А.К., магистрант, группа МТС01-13-01, кафедра «Нефтехимия и химическая технология», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация A.K. Obidova, Master Student of MTS01-13-01 Group of the Chair «Petrochemical and Chemical Technology», FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federatione-mail: [email protected]

Имаева Л.Р., бакалавр, группа БТС-11-01, кафедра «Нефтехимия и химическая тех-нология», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияL.R. Imaeva, Bachelor Student of BTS-11-01 Group of the Chair «Petrochemical and Chemical Technology», FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federation

Кочкина Е.В., бакалавр, группа БТС-11-01, кафедра «Нефтехимия и химическая тех-нология», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияE.V. Kochkina, bachelor student of BTS-11-01 Group of the Chair «Petrochemical and Chemical Technology», FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federation

Рахимов М.Н., д-р техн. наук, профессор кафедры «Нефтехимия и химическая тех-нология», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияM.N. Rakhimov, Doctor of Engineering Sciences, Professor of the Chair «Petrochemical and Chemical Technology», FSBEI HPE USPTU, Ufa, the Russian Federatione-mail: [email protected]


2014, т. 12, № 2

УДК 665. 654. 2ПОЛУЧЕНИЕ АВТОМОБИЛЬНЫХ БЕНЗИНОВ С ПОНИЖЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ АРОМАТИЧЕСКИХ КОМПОНЕНТОВGETTING MOTOR GASOLINE WITH A REDUCED CONTENT OF AROMATIC COMPONENTS

По сравнению со странами США и Западной Европы, в России очень высока доля процессов каталитического риформинга (54,1%), а таких процессов полу-чения высокооктановых компонентов бензинов, как алкилирование и изомери-зация, – очень низка [1].Бензин каталитического риформинга – основной компонент товарных автомо-бильных бензинов, в котором вследствие специфики процесса получения неиз-бежно высоко содержание ароматических углеводородов, в том числе и наибо-лее токсичного компонента – бензола. На данном этапе производства автомо-бильных топлив происходит постоянное ужесточение требований к содержанию ароматических углеводородов в товарных бензинах. Поэтому для получения компонентов моторных топлив с улучшенными экологическими характеристи-ками необходима разработка технологических решений по совершенствованию процессов их получения.С данной целью было произведено исследование процесса гидрокрекинга бен-зиновых фракций на цеолитсодержащем катализаторе с последующим получе-нием изокомпонента. Проделаны опыты с применением двух типов катализато-ров при различных условиях проведения процесса и подобраны наиболее оптимальные технологические параметры. Представлены результаты анализов сырья и продуктов.Исходная бензиновая фракция 85-180 °С, используемая в качестве сырья катали-тического риформинга, предварительно подвергается разделению на фракции 85-130 °С и 130-180 °С. Сырьем процесса гидрокрекинга является фракция 130-180 °С. В результате проведения процесса получается изокомпонент, а также фракции 85-130 °С и 85-180 °С, которые направляются на каталитический риформинг. В результате компаундирования платформата и изокомпонента получается компонент автомобильного топлива с пониженным содержанием ароматических углеводородов.По итогам проделанной работы предложена принципиальная схема проведения комбинированного процесса.

Compared with the countries of Western Europe and the United States, Russia has a very high proportion of catalytic reforming unit (54.1 %) and these processes of production of high-octane gasoline components, as alkylation and isomerization - very low. [1]Catalytic reforming of gasoline - the main component of commercial gasoline, which according to the specific production process inevitably high aromatic content, includ-ing the most toxic components - benzene. At this stage, the production of motor fuels is a constant tightening of requirements for the content of aromatic hydrocarbons in commodity gasoline. Therefore, to obtain components of motor fuels with improved environmental characteristics necessary to develop technological solutions to improve their production processes.To this end, a study was made of the hydrocracking process gasoline fractions on zeolite catalyst followed by obtaining isocomponent. Out experiments using two types of catalysts at different process conditions and matched the best technological parameters. Results of analyzes of raw materials and products.Background gasoline 85-180 °C fraction used as feedstock for catalytic reforming is subjected to pre- separation into fractions 85-130 °C and 130-180 °C. Feedstock fraction hydrocracking process is 130-180 °C. Because of the process is obtained isocomponent and fractions 85-130 °C and 85-180 °C, which are sent to a catalytic reformer. Because of compounding and platformate is obtained component of motor fuel with low aromatic content.According to the results of this work suggested a schematic diagram of the combined process.

Рахматуллин А. Р., Ахметов А. Ф., Нурмухаметова Э. Р.,



A. R. Rakhmatullin, A. F. Akhmetov, E. R. Nurmukhametova,

FSBEI НРЕ «Ufa State Petroleum Technological University»,


Ключевые слова: Ароматические углеводороды, бензин, каталитический риформинг, гидрокрекинг бензиновых фракций, изокомпонент, высокооктано-вый компонент, комбинированный процесс.

Key words: Aromatic hydrocarbons, petrol, cata-lytic reforming, hydrocracking gasoline fractions, iso-component, high-octane component, combined process.

Бензины, получаемые в процессе каталитиче-ского риформинга, отличаются высоким содержа-нием ароматических углеводородов (более 50%), в частности бензола (более 1%). В соответствие с современными требованиями к автомобильным бен-зинам класса Евро-5, содержание бензола ограничи-вается не более 1%, а суммарных ароматических


2014, т. 12, № 2

углеводородов не более 35%. Учитывая рост автомо-бильного транспорта в ближайшем будущем, задача разработки и внедрения дополнительных процессов получения бензинов с улучшенными экологиче-скими свойствами становится весьма актуальной [3].

При оценке имеющихся процессов для производ-ства высокооктановых компонентов следует учиты-вать не только экологические и моторные характеристики получаемых продуктов, но и себе-стоимость производства, и доступность сырьевых ресурсов. В составе автомобильных бензинов можно выделить четыре основных компонента: бензины риформинга и каталитического крекинга, алкилат и изомеризат. В таблице 1 приведено сопоставление характеристик компонентов высокооктановых бен-зинов [1].

Каталитический риформинг является в настоя-щее время неотъемлемым элементом в схеме НПЗ.

Основное назначение процесса – получение высоко-октанового компонента товарных автомобильных топлив и получение индивидуальных ароматических углеводородов. Главным недостатком продукта ката-литического риформинга – платформата является высокое содержание ароматических углеводородов.

Совершенствование процесса каталитического риформинга бензиновых фракций заключается не только в разработке активных каталитических систем, но и в сочетании процесса риформинга с процессами пред- и постфракционирования, изоме-ризации, селектоформинга и гидрокрекинга с целью снижения ароматических соединений в продукте.

Еще в 70-е годы прошлого века исследования показали, что при проведении процесса гидрокре-кинга прямогонных бензиновых фракций возможно получение значительных выходов изокомпонента (фракции С5-С6) требуемого качества. Одновременно происходит облагораживание тяжелой части бензина (удаление сернистых и азотистых соединений, уве-личение в нем содержания нафтеновых и ароматиче-ских углеводородов), что позволяет получить хорошее сырье для каталитического риформинга. Таким образом, было установлено, что в одном про-цессе можно комбинировать стадии гидрокрекинга и риформинга и производить одновременно изоком-понент и риформат. Данный процесс был назван изо-риформингом.

Главными компонентами прямогонных бензино-вых фракций являются н-алканы. В интервале тем-ператур 300-500 °С, в зависимости от применяемого катализатора, превращения этих углеводородов могут протекать по следующим направлениям (рису-нок 1):

Рисунок 1. Реакции превращения н-алканов в процессе гидрокре-кинга

Основное назначение процесса гидрокрекинга бензиновых фракций – получение изоалкановых углеводородов, используемых в качестве высокоок-танового компонента автомобильных бензинов, при минимальном выходе газообразных продуктов С1-С3, что достигается подбором бифункциональных ката-лизаторов. Из многочисленных катализаторов, пред-ложенных для этого процесса, промышленное значение получили только цеолитсодержащие биме-таллические катализаторы, стойкие к каталитиче-ским ядам.

Таблица 1. Сопоставление характеристик компонентов высоко-октановых бензинов

Компонент Преимущества Недостатки1 2 3Риформат Высокие ОЧИМ и

ОЧММ, стабиль-ность и низкое

содержание серы, доступность сырья

Высокое содержание АУ

Бензин КК Высокое ОЧИМ, низкое содержание

АУ, доступность сырья

Низкое ОЧММ, высокое содержание серы, малая химиче-ская стабильность

Алкилат Высокое ОЧММ, стабильность,

низкое содержание серы

Большая себестои-мость, ограничен-ные ресурсы сырья

Изомеризат Высокое ОЧММ, стабильность,

низкое содержание серы

Высокая себестои-мость

Димер пропилена

Высокое ОЧИМ, низкое содержание

серы

Низкое ОЧММ, высокая себестои-мость, ограничен-ные ресурсы сырья

Н-бутан Высокое ОЧИМ и ОЧММ

Невозможность зна-чительного добавле-ния к бензину из-за повышения упруго-

сти паровТолуол Высокие ОЧИМ и

ОЧММВысокая себестои-

мостьМТБЭ и другие эфиры

Высокие ОЧИМ и ОЧММ

Высокая себестои¬мость,

ограниченные ресурсы сырья

Продукты олигомери-зации

Высокие ОЧИМ и ОЧММ, низкое

содержание серы

Ограниченные ресурсы сырья,

высокая себестои-мость


2014, т. 12, № 2

В зависимости от целевой направленности про-цесса, его технологии и вида исходного сырья наблюдаются два типа систем катализаторов:

- катализаторы для стадийного проведения про-цесса с разделением функций, в частности, гидриру-ющей и расщепляющей;

- полифункциональные катализаторы, способ-ствующие проведению всех реакций гидрокрекинга в одну стадию.

Разработаны и нашли промышленное примене-ние два типа комбинированных процессов:

1) процессы, в которых сырье каталитического риформинга предварительно подвергают частич-ному гидрокрекингу с целью обогащения бензина риформинга легкокипящими изопарафинами;

2) процессы, в которых гидрокрекингу подвер-гают не сырье, а бензин риформинга или продукты его переработки (например, рафинаты), что позво-ляет повысить их детонационную стойкость.

Практический интерес представляет первый тип комбинирования процесса. Простейший путь совме-щения этих процессов заключается во включении на установке каталитического риформинга дополни-тельного реактора, предназначенного для проведе-ния процесса гидрокрекинга (рисунок 2).

Рисунок 2. Технологическая блок-схема процесса гидрокрекинг-риформинг (вариант 1): 1 – реактор гидрокрекинга; 2 – реакторы риформинга; 3 – стабилизационная ко-лонна. I – сырье; II – циркуляционный ВСГ; III – га-зообразные продукты процесса; IV – стабилизиро-ванный бензин

Исходное сырье поступает в реактор гидрокре-кинга, где превращению подвергаются, главным образом, высококипящие парафины. В результате образуются низкомолекулярные изопарафины, пре-имущественно изобутан. Далее непрореагировавшее сырье и продукты гидрокрекинга проходят через реакторы риформинга. Поток циркулирующего ВСГ проходит последовательно через реактор гидрокре-кинга и реакторы риформинга.

В США и СССР разработана другая модифика-ция комбинированного процесса гидрокрекинг – риформинг.

Из схемы процесса (рисунок 3) следует, что блоки гидрокрекинга и риформинга работают авто-номно. Каждый из этих блоков имеет самостоятель-ную систему циркуляции ВСГ. Такое усложнение процесса должно вызвать повышение капитальных и эксплуатационных затрат.

Рисунок 3. Технологическая блок-схема процесса гидрокрекинг-риформинг (вариант 2): 1 – блок гидрокрекинга; 2 – фракционирующая колонна; 3 – блок риформинга; I– исходное сырье; II – продукты гидрокрекинга; III – газы гидрокрекинга, включая С4; IV – углеводороды С5-С6 (изокомпонент); V – сырье блока риформинга; VI – газы риформинга, включая С4; VII – бензин ри-форминга; VIII – товарный бензин; IX– ВСГ

Однако процесс имеет и свои достоинства. Так, количество образующихся при гидрокрекинге бен-зиновых фракций изопарафинов намного превышает количество н-парафинов. Например, отношение изо-бутан: н-бутан примерно равно 4:1, а изопентан: н-пентан больше 10:1, что значительно превышает равновесные отношения. Поэтому, если в соответ-ствии с приведенным выше вариантом процесса, направлять продукты гидрокрекинга в реакторы риформинга, работающие при высоких температу-рах, то должно происходить частичное превращение изопарафинов в н-парафины. Кроме того, обогаще-ние сырья риформинга легкокипящими парафинами при осуществлении процесса в жестких условиях будет способствовать увеличению скорости закоксо-вывания катализатора.

Таблица 2. Материальный баланс процесса изориформинга

Поступило: Выход, % масс.фракция 105-180 ˚Сили 140-180 ˚С 100,0

Получено:автобензин АИ-93в том числе: 72,8

изокомпонент 20,5бензин риформинга 52,3изобутан 9,7н-бутан 4,7пропан 6,8топливный газ 4,8сероводород 0,1потери 1,1Всего 100,0

Материальный баланс, представленный в таблице 2, свидетельствует о том, что выход изоком-понента составляет около 20% вес. на исходное сырье [5]. Наряду с изокомпонентом на стадии гидрокрекинга образуется значительное количество бутанов (в основном изобутана) и пропана. Выход метана и этана невелик. Сравнительные характери-


2014, т. 12, № 2

стики получаемых продуктов приведены в таблице 3 [5].

Таблица 3. Сравнительные характеристики получаемых продуктов

Показатели Изоком-по нент

Ри фор-мат

Смесь изокомпо-нента и рифор-мата (28+72%)

Октановое число:ОЧИМОЧММ

86,084,0

95,586,0

93,085,5

Углеводородный состав, %:непредельныеароматическиенафтеновыепарафиновые

отсут-ствуют

1,014,085,0

1,567,0

31.5

менее 1,049,0

50

Рисунок 4. Сравнение углеводородного состава сырья, направля-емого на гидрокрекинг [5,6,7]

Из рисунка 4 видно, что при использовании более тяжелого сырья содержание нафтеновых углеводо-родов в продукте уменьшается, а ароматических и парафиновых увеличивается.

Для оценки выбранных параметров проведения процесса были проделаны эксперименты по прове-дению процесса гидрокрекинга бензиновой фракции на опытной установке. В качестве сырья была выбрана бензиновая фракция 130-180 °С. Обосновано это тем, что при использовании в каче-стве сырья фракции 85-180 °С наблюдается значи-тельный выход газа. Увеличение объёмной скорости приводит к снижению выхода практически всех про-дуктов гидрокрекинга. Повышение температуры начала кипения сырья до 140 °С приводит к умень-шению выхода сырья для гидрокрекинга, выделяе-мого из общей бензиновой фракции. Опыты проводились с применением двух типов катализато-ров при температуре 300-375 °С, давлении 4-8 МПа, объёмной скорости 1-2 ч-1. Схема эксперименталь-ной установки изображена на рисунке 5.

Рисунок 5. Схема экспериментальной установки: 1 – сырьевая бюретка; 2 – реактор; 3 – печь; 4 – холодильник; 5 – сепаратор; 6 – дозировочный насос; 7 – газовые часы; 8 – приемник; 9 – ЛАТР; 10, 13, 14, 15, 16 – запорная арматура; 11 – манометр; 12 – баллон с водородом; 17 – редуктор; 18 – термопара; 19 – потенциометр; 1 – водород; 2 – сырье; 3 – вода; 4 – продукты; 5 – от-дув водорода

Таблица 4. Углеводородный состав сырья процесса гидрокрекинга

Показатели Гидроочищенная фракция 130-180 °С

Плотность, р204 0,763

Фракционный состав, °С:- н.к.- 10%- 50%- 90%- к.к.

130144150170180

Углеводородный состав, % масс.:- ароматических- нафтеновых- парафиновых

11,719,968,4

Октановое число (ИМ/ММ) 32/30

Полученные результаты приведены на рисунках 6-11.


2014, т. 12, № 2

Рисунок 6. График зависимости выхода продуктов от темпера-туры процесса при объемной скорости 1,5 ч-1 и дав-лении 4 МПа на катализаторе №1

Рисунок 7. График зависимости выхода продуктов от давления процесса при объемной скорости 1,5 ч-1 и температу-ре 350 ˚С на катализаторе №1

Рисунок 8. График зависимости выхода продуктов от объемной скорости процесса при давлении 4 МПа и температу-ре 350 °С на катализаторе №1ре 350 °С на катализаторе №1

Рисунок 9. График зависимости выхода продуктов от темпера-туры процесса при объемной скорости 1,5 ч-1 и дав-лении 4 МПа на катализаторе №2

Рисунок 10. График зависимости выхода продуктов от давления процесса при объемной скорости 1,5 ч-1 и темпера-туре 350 °С на катализаторе №2

Рисунок 11. График зависимости выхода продуктов от объемной скорости процесса при давлении 4 МПа и температу-ре 350 °С на катализаторе №2

Рисунок 12. Сравнение выхода получаемых продуктов гидрокре-кинга при использовании в качестве сырья бензино-вых фракций 85-180 °С, 105-180 °С, 130-180 °С и 140-180 °С

Данные на рисунке 12 получены при проведении процесса гидрокрекинга бензиновых фракций на цеолитсодержащих катализаторах при давлении 4-5 МПа, кратности циркуляции водородсодержа-щего газа 1000-1500 нм3/м3 сырья, температуре 300-380 °С, объёмной скорости 1-2,2 ч-1 [5, 6, 7]. Из графика видно, что выход газообразных продуктов больше при использовании в качестве сырья бензи-новой фракции 85-180 °С. При использовании тяже-лого сырья наблюдался больший выход изо ком понента, а также высокое содержание нафте-новых углеводородов.


2014, т. 12, № 2

В ходе исследований были выявлены следующие закономерности:

-давление в интервале 4-8 МПа мало влияет на выход основных продуктов, однако при повышении давления уменьшаются выход метана и соотношение углеводородов нормального и изостроения;

-в интервале температур 300-350 °С глубина пре-вращения углеводородов бензиновой фракции сни-жается в ряду: алканы > нафтеновые > ароматические;

-выход углеводородов С1-2 не зависит от темпера-туры, но выход углеводородов С5 и С6 и степень пре-вращения сырья возрастают с увеличением температуры процесса.

-при увеличении температуры отношение изо- С4-С6 к нормальным углеводородам С4-С6 уменьша-ется, а для углеводородов С8-С10 наблюдается обратная зависимость.

-увеличение объемной скорости подачи сырья приводит к уменьшению выхода практически всех продуктов гидрокрекинга.

Наиболее оптимальные результаты эксперимен-тов представлены в таблице 5, где также приведено сравнение с литературными данными.

Таблица 5. Сравнение экспериментальных и литературных дан-ных по результатами проведения процесса гидрокре-кинга бензиновой фракции 130-180 °С

Состав, % Температура, 350 °СОбъёмная скорость, 1,5 ч-1, Давление 4

МПа

Температура, 350 °С

Объёмная ско-рость, 1,5 ч-1,

Давление 5 МПа [7]

Катали-затор №1

Катали-затор №2

ГКБ3

С1-С2 1,4 1,6 1,5С3-С4 в т. ч. 12,6 14,2 14,5- С3 2,0 3,1 2,0- и-С4 8,1 7,8 8,0- н-С4 3,1 3,8 3,5Изоком по-нента в т. ч.

20,1 18,1 16,0

- и-С5 10,5 8,9 9,0- н-С5 1,0 1,2 1,1- и-С6 5,4 3,9 4,0- н-С6 1,7 1,6 0,5- нафтены С6 0,9 1,5 1,4фр. 85-180 °С в т. ч.

65,0 64,6 68

- парафиновые 18,1 16,0 -- нафтеновые 37,1 38,4 -- ароматиче-ские

9,8 10,7 -

Потери 0,9 1,5 -Итого: 100,0 100,0 100,0

Полученный в ходе экспериментов, изокомпо-нент характеризуется октановым числом 86 по исследовательскому методу. Выделенная из гидроге-низата фракция 85-180 °С смешивается с фракцией 85-130 °С и подвергается риформингу. В результате получается компонент автобензина с октановым числом по исследовательскому методу 96 пунктов и с содержанием ароматических углеводородов 60%. При компаундировании изокомпонента и риформата получается бензин с ОЧИМ 95 и содержанием аро-матических углеводородов 54% (таблица 6).

Таблица 6. Характеристика получаемых продуктов

Показатели Изоком по-нент

Риформат Смесь изо-компонента и

риформата(10+90%)

Октановое число:ОЧИМОЧММ

86,084,0

96,086,0

95

Углеводо-родный

состав, %:непредельные

ароматиче-ские

нафтеновыепарафиновые

отсутствуют0,116,683,3

0,760,01,339,0

менее 154--

По итогам результатов, полученных в ходе иссле-дования, предлагается принципиальная схема осуществ ления процесса в рамках одной комби-нированной установки, представленной на ри сунке 13.

Рисунок 13. Принципиальная блок-схема комбинированного про-цесса риформинг-гидрокрекинг

ВыводыОпыты показали, что при проведении процесса

гидрокрекинга бензиновых фракций наиболее опти-мальным сырьем являются тяжелые фракции с тем-пературой кипения более 100°С.

Установлены параметры процесса, при которых наблюдается высокий выход изокомпонента при наименьшем выходе углеводородов С1-С4. При ком-паундировании изокомпонента и риформата в отно-шении 1:9 наблюдается снижение содержания ароматических углеводородов в продукте на 6%, практически без потерь ОЧ и выхода. По итогам работы предложена принципиальная блок-схема


2014, т. 12, № 2

проведения комбинированного процесса гидрокре-кинг-риформинг.

Однако вовлечение данного процесса в схемы действующих НПЗ возможно лишь при проведении более глубоких исследований. Дальнейшая работа

по данной тематике будет направлена на разработку технологического решения, учитывающего необхо-димость увеличения выхода изокомпонента на стадии проведения процесса гидрокрекинга с учетом сохранения выхода гидрогенизата.


1 Буй Чонг Хан. Получение высоко-октановых автомобильных бензинов с пониженным содержанием ароматических углеводородов: дис…. канд. техн. наук. Уфа, УГНТУ, 2008. 125 с.

2 Абдульминев К. Г. Технологии авто-мобильных бензинов с улучшенными эко-логическими свойствами: учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. 103 с.

3 Булатников В. В. Новый Тех-нический регламент Таможенного союза «О требованиях к автомобильному и ави-ационному бензину, дизельному и судово-му топливу, топливу для реактивных дви-гателей и мазуту» (ТР ТС 013/2011)//Мир нефтепродуктов. 2012. № 1. С. 35-36.

4 Снижение суммарного содержания ароматических углеводородов и бензола в риформатах / Левинбук М. И. [и др.]. // Мир нефтепродуктов. 2010. № 6. С. 7-12.

5 Комбинированный процесс гидро-крекинг-риформинг бензинов с получени-ем автобензина типа АИ-93/ Агафонов А. В. [и др.]. // Нефтепереработки и нефтехи-мия. 1971. № 4. С. 1-3.

6 Татаринцева Г. М., Хавкин В.А., Козлов И. Т. Моделирование промышлен-ного реактора гидрокрекинга бензинов // Нефтепереработка и нефтехимия. 1983. № 1. С. 8-9.

7 Станчева З. С., Киселева Э. А., Жукова Л. В. Производство бензина АИ-93 на установках каталитического риформин-га, реконструированных для процесса изо-риформинга // Нефтепереработка и нефте-химия. 1976. № 6. С. 1-3.

REFERENCES

1 Buj Chong Han. Poluchenie vysokooktanovyh avtomobil’nyh benzinov s ponizhennym soderzhaniem aromaticheskih uglevodorodov: dis…. kand. tehn. nauk. Ufa, 2008. 125 s. [in Russian].

2 Abdul’minev K. G. Tehnologii avtomobil’nyh benzinov s uluchshennymi jekologicheskimi svojstvami: ucheb. posobie. Ufa: Izd-vo UGNTU, 2011. 103 s. [in Russian].

3 Bulatnikov V. V. Novyj Tehnicheskij reglament Tamozhennogo sojuza «O trebovanijah k avtomobil’nomu i aviacionnomu benzinu, dizel’nomu i sudovomu toplivu, toplivu dlja reaktivnyh dvigatelej i mazutu» (TR TS 013/2011). Mir nefteproduktov. 2012. № 1. S. 35-36. [in Russian].

4 Snizhenie summarnogo soderzhanija aromaticheskih uglevodorodov i benzola v riformatah/ Levinbuk M. I. [i dr.]. //Mir nefteproduktov. 2010. № 6. S. 7-12. [in Russian].

5 K o m b i n i r o v a n n y j p r o c e s s gidrokreking-riforming benzinov s polucheniem avtobenzina tipa AI-93/ Agafonov A. V. [i dr.]. // Neftepererabotki i neftehimija. 1971. № 4. S. 1-3. [in Russian].

6 Tatarinceva G. M., Havkin V. A., Kozlov I. T. Modelirovanie promyshlennogo reaktora gidrokrekinga benzinov// Neftepererabotka i neftehimija. 1983. № 1. S. 8-9. [in Russian].

7 Stancheva Z. S., Kisileva Je. A., Zhukova L. V. Proizvodstvo benzina AI-93 na ustanovkah kataliticheskogo riforminga,

rekonstruirovannyh dlja processa izoriforminga// Neftepererabotka i neftehimija. 1976. № 6. S. 1-3. [in Russian].

Ахметов А. Ф., член.-кор. АН РБ, д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой «Технология нефти и газа», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияA. F. Akhmetov, Member-Correspondent the Academy of Sciences the Republic of Bashkortostan Doctor of Engineering Sciences, Professor, Head of the Chair «Oil and Gas Technology», FSBEI HPE «Ufa State Petroleum Technological University», Ufa, the Russian Federation

Рахматуллин А. Р., магистрант, группа МТП21-12-01, кафедра «Технология нефти и газа», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияA. R. Rakhmatullin, Master Student of MTP-12-01 Group of the Chair «Oil and Gas Technology», FSBEI HPE «Ufa State Petroleum Technological University», Ufa, the Russian Federatione-mail: [email protected]

Нурмухаметова Э. Р., магистрант, группа МТП21-12-01, кафедра «Технология нефти и газа», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияE. R. Nurmuhametova, Master Student of MTP-12-01 Group of the Chair «Oil and Gas Technology», FSBEI HPE «Ufa State Petroleum Technological University», Ufa, the Russian Federation


2014, т. 12, № 2

УДК 667.621.72 ДИИЗОНОНИЛ- И ДИИЗОДЕЦИЛФТАЛАТЫ – НОВЫЕ ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ПЛАСТИФИКАТОРЫ ДЛЯ ОТЕЧЕСТВЕННОй ПРОМЫШЛЕННОСТИDIISONONYL- AND DIISODECYL PHTHALATES ARE NEW PERSPECTIVE PLASTICIZERS FOR NATIVE INDUSTRY

В статье рассмотрены экологические аспекты и требования к безопасности при использовании пластификаторов диоктилфталата (ДОФ), диизононилфталата (ДИНФ) и диизодецилафталата (ДИДФ). Представлены данные по российскому рынку пластификаторов ДОФ, ДИНФ, ДИДФ. Выявлен непрерывный рост потребления ДИНФ, ДИДФ и сокращение потребления ДОФ в Российской Федерации. Обоснована необходимость произ-водства ДИНФ, ДИДФ в России. Проведен сравнительный анализ основных физико-химических и эксплуатаци-онных свойств фталатных пластификаторов ДОФ, ДИНФ, ДИДФ. Приведены области применения ДИНФ и ДИДФ. Описан химизм и условия проведения реакции этерификации фталевого анги-дрида изонониловым (изодециловым) спиртом. Представлены наиболее распро-страненные катализаторы, используемые в промышленности для синтеза ДИНФ и ДИДФ. Приведена принципиальная схема потоков производства ДИНФ и ДИДФ. Описаны технологические схемы процесса получения ДИНФ, ДИДФ на уста-новках непрерывного и периодического действия с использованием металлорга-нических и кислотных катализаторов. Установки для производства ДИНФ и ДИДФ с использованием металлорганических катализаторов (в частности, титанорганических) являются более эффективными, т.к. упрощаются дальней-шие стадии обработки эфира-сырца и уменьшается количество сточных вод.Предложено реконструировать действующие установки (периодического и непрерывного действия) производства ДОФ для получения новых типов фтала-тов и рассмотреть вариант создания принципиально новых установок для выпу-ска ДИНФ и ДИДФ. Реализация производства пластификаторов ДИНФ и ДИДФ в России позволит использовать новые типы пластификаторов отечественного производства для пластификации ПВХ и других полимеров, а также осуществить экспансию на рынки Азии и Европы.

Environmental aspects and safety requirements of using plasticizers dioctyl phthalate (DOP), diisononyl phthalate (DINP) and diisodecyl phthalate (DIDP) are studied.Data on the Russian market of plasticizers DOP, DINP and DIDP are represented. Continuous increase of consumption DINP, DIDP and decrease of consumption DOP are determined in the Russian Federation. The necessity of production DINP, DIDP in Russia is proved.The comparative analysis of the basic physicochemical and performance properties of phthalate plasticizers DOP, DINP, DIDP is shown. Areas of application DINP and DIDP are presented. Chemistry and conditions of the esterification reaction of phthalic anhydride and isononyl (isodecyl) alcohol are described. The most common catalysts used in industry for the synthesis DINP and DIDP are presented.The schematic block-flow diagram of the production of DINP, DIDP is presented. Technological schemes of production of DINP, DIDP in continuous and batch process using organometallic and acid catalysts are described. Units for the production DINP and DIDP using organometallic catalysts (in particular, organotitanium) are more effective because further processing steps of crude ester are simplified and amount of wastewater is reduced. Modernization of existing units (batch and continuous) producing DOP for issue of new types of phthalates and considering of variant creating fundamentally new units for DINP and DIDP issue are proposed. Implementation of DINP and DIDP plasticizers production in Russia will allow to use new types of plasticizers of domestic production for plasticizing PVC and other polymers as well as to accomplish expansion into Asian and European markets.

Ягудина Д.И., Садретдинов И.Ф., Султанбекова И.А., Алябьев А.С.,ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа, Российская Федерация ООО «Научно-технический центр Салаватнефтеоргсинтез»,г. Салават, Российская Федерация

D.I. Iagudina, I.F. Sadretdinov, I.A. Sultanbekova, A.S. Alyabev, FSBEI НРЕ “Ufa State Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian FederationLLC “Research and Technology Center Salavatnefteorgsintez”, Salavat, the Russian Federation

Ключевые слова: пластификаторы, диоктилфта-лат (ДОФ), диизононилфталат (ДИНФ), диизодеци-лафталат (ДИДФ), этерификация, технологические схемы.

Key words: plasticizers, dioctyl phthalate (DOP), diisononyl phthalate (DINP), diisodecyl phthalate (DIDP), esterification, technological schemes.

В настоящее время рынок пластификаторов и области их применения находятся под влиянием строгих директив по охране окружающей среды и здоровья человека. Регулирование осуществляется Европейским Советом по пластификаторам и интер-медиатам ECPI (European Council for Plasticizers and Intermediates) [1].


2014, т. 12, № 2

Согласно регламенту Европейского Союза по химическим веществам REACH № 1907/2006 (Registration, Evaluation and Authorization of Chemicals), производители пластификаторов и про-дукции с их использованием должны представлять соответствующие сертификаты, при отсутствии которых налагается запрет на производство и про-дажу этих продуктов на территории Европы [1-8].

В результате проведенных исследований, изделия, изготовленные из поливинилхлорида (ПВХ) с содер-жанием диоктилфталата (ДОФ), оказались вредными для здоровья, что повлекло запрет на производство и продажу детских игрушек и некоторых предметов повседневного спроса из этих материалов [1, 2].

В отличие от ДОФ новые фталатные пластифи-каторы диизононилфталат (ДИНФ) и диизодецилаф-талат (ДИДФ) признаны безопасными и могут быть использованы для изготовления детских игрушек и изделий для ухода за детьми [1-8].

Единственное ограничение на ДИНФ, ДИДФ – их применение для производства игрушек, которых маленькие дети помещают в рот во время прорезы-вания зубов [9, 13].

Пластификаторы ДИНФ, ДИДФ имеют мини-мальный риск воздействия на эндокринную и репро-дуктивную системы человека, а также на развитие побочных эффектов в организме, в то время как, ДОФ имеет значительное влияние на здоровье чело-века [10].

Заключения оценки рисков о влиянии на здоро-вье людей и окружающую среду опубликованы в Официальных Журналах Европейского Союза [11, 12] (таблица 1) [13].

Таблица 1. Влияние фталатов на здоровье людей и окружающую среду

Заключение оценки рисков

ДОФ ДИНФ ДИДФ

Рабочие + - -Потребители + - -Влияние на людей через окружающую среду

+ - -

Здоровье людей (физико-химические свойства фталатов)

- - -

Атмосфера - - -Водная экосистема + - -Наземная экосистема + - -Микроорганизмы в уста-новках для очистки сточ-ных вод

- - -

Классификация Repr.Cat.

R-60-61

Безопас-ный

Безо пас-ный

«+» – есть отрицательное воздействие; «-» – нет отрицательного воздействия. Repr.Cat. R-60-61: токсичный для репродуктивной системы чело-века (R-60 – снижает детородность; R-61 – возможно губитель-ное воздействие на нерожденных детей).

Российский рынок пластификаторовСамым распространенным пластификатором в

России является ДОФ. Фталатные пластификаторы на основе других спиртов, в частности ДИНФ и ДИДФ весьма востребованы на российском рынке, но производятся в нашей стране в небольшом объеме. Созданию крупных экономически-эффек-тивных производств пластификаторов этого типа препятствует существующий дефицит изононило-вого и изодецилового спиртов – они не выпускаются российскими предприятиями [30].

На данный момент единственным производите-лем пластификатора ДИНФ в России является Рошальский завод пластификаторов (Московская область, г. Рошаль). Компания начала выпуск пла-стификатора ДИНФ в 2009 году. В настоящее время на площадке Рошальского завода ведутся работы по расширению производства ДИНФ. Однако мощно-сти этого российского производителя способны удовлетворить спрос потребителей РФ только на 3% [14].

Российские компании импортируют востребо-ванные на рынке диизононилфталат и диизодецил-фталат. Доля ДИНФ и ДИДФ в структуре российского импорта пластификаторов в 2008 г. (более поздние данные в открытых источниках отсутствуют) составила 78% и 7%, соответственно, (рисунок 1) [1].

Рисунок 1. Структура импорта пластификаторов РФ в 2008 г., % ДИНФ – диизононилфталат; ДИДФ – диизодецилфталат;ДБФ – дибутилфталат; ДОФ – диоктилфталат; ББФ – бензилбу-тилфталат

Необходимо отметить, что уменьшение потре-бления ДОФ в РФ сопровождается увеличением объ-ёмов переработки ДИНФ и ДИДФ. В первом полугодии 2012 года закупки этих пластификаторов в стране выросли на 33% и достигли 29,5 тыс. тонн (рисунок 2). Этот показатель почти сопоставим с ёмкостью рынка ДОФ (32,1 тыс. тонн) [14].


2014, т. 12, № 2

Рисунок 2. Объёмы потребления пластификаторов ДОФ, ДИНФ и ДИДФ в РФ в первом полугодии 2012 года

Основными поставщиками пластификаторов ДИНФ и ДИДФ в Россию являются фирмы: Evonik (торговая марка ДИНФ – Vestinol 9), ExxonMobil (торговые марки ДИНФ и ДИДФ – Jayflex DINP и Jayflex DIDP, соответственно), BASF (торговые марки ДИНФ и ДИДФ – Palatinol N и Palatinol P-10, соответственно).

Основными потребителями ДИНФ и ДИДФ в РФ являются компания по производству напольных покрытий «Таркетт», обойные фабрики «КОФ Палитра», «Эрисманн» и завод по выпуску гидрои-золяционных мембран «Лоджикруф» [14].

На данный момент объёмы потребления ДИНФ и ДИДФ для производства кабельных ПВХ-пластикатов незначительные, однако, и в этом сег-менте спрос на пластификаторы ДИНФ (ДИДФ) в России растет. В настоящее время при выпуске ПВХ-пластикатов ДИНФ применяют только в ООО «Башпласте» (г. Стерлитамак), где производят спе-циальные марки пластикатов, изделия из которых имеют более длительный срок эксплуатации [14].

Таким образом, в России наблюдается непрерыв-ный рост потребления высококачественных пласти-фикаторов ДИНФ и ДИДФ, так как это идеальная замена для диоктилфталата, который постепенно признается опасным во многих странах мира.

Физико-химические и эксплуатационные свойства ДОФ, ДИНФ и ДИДФ

ДИНФ и ДИДФ могут применяться в качестве первичного (полная замена ДОФ) или вторичного (частичная замена ДОФ) пластификатора для выра-ботки различного типа пластикатов ПВХ. Данные пластификаторы низкотоксичны, рекомендованы к применению для продуктов, производимых по ISO 9001.

Основные достоинства ДИНФ и ДИДФ – низкая летучесть и меньшая по отношению к ДОФ мигра-ция при переработке.

Пластификаторы ДИНФ и ДИДФ придают гото-вым изделиям следующие свойства:

– повышают устойчивость и прочность при меха-ническом износе, поэтому их можно использовать в производстве напольных покрытий и мебели;

– увеличивают морозоустойчивость и гибкость, что позволяет использовать изделия не только в помещении, но и на улице в течение большого про-межутка в зимний период времени [15].

В отличие от многих фталатных пластификато-ров ДИДФ придает готовым изделиям стабильность при высоких температурах, что особенно важно при производстве кабельных пластикатов [16, 17].

Улучшенные свойства готовых изделий с исполь-зованием пластификаторов ДИНФ, ДИДФ объясня-ются более высокой молекулярной массой пластификаторов и другими физико-химическими показателями (таблица 2).

Таблица 2. Сравнительная таблица показателей качества ДОФ, ДИНФ и ДИДФ

Показатель Диоктил-фталат

(ДОФ) по ГОСТ 8728-

881

Диизо но-нилфта-

лат (ДИНФ)

Диизо де-цил-

фталат(ДИДФ)

Молекулярный вес 390,57 418,6 446,68Температура вос-пламенения, °С

205 >208 >210

Удельное объем-ное электрическое сопротивлениепри 20 °С, Ом·см

1,0·1011 2,0·1012 9,07·1012

Массовая доля летучих веществ, %, не более

0,1 0,022 0,03

Температура само-воспламенения, °С

- 380 380

Давление насы-щенных паров при

20 °С, 10-5 Па

- 6 5,1

1 - некоторые параметры не определяются для ДОФ по ГОСТ 8728-88.

Использование пластификаторов ДИНФ и ДИДФ в производстве различных марок кабельных пласти-катов более предпочтительно, по сравнению с ДОФ, так как величина удельного объемного электриче-ского сопротивления ДИНФ и ДИДФ значительно выше, чем у ДОФ.

Более низкая летучесть ДИНФ и ДИДФ позво-ляет использовать их для приготовления термостой-ких композиций. Сравнительная летучесть пластификаторов при 90 °С в течение 20 минут пред-ставлена на рисунке 3 [18].


2014, т. 12, № 2

Рисунок 3. Сравнительная летучесть пластификаторов при 90 °С в течение 20 минут

ДОФ, ДИНФ и ДИДФ присутствуют в доста-точно больших концентрациях в гибких ПВХ плен-ках и листах (от 30 до 45% масс.). Указанные пластификаторы оказывают различное влияние на износостойкость продукции из-за разной скорости миграции, которая напрямую связана с длиной угле-родных цепей пластификатора - чем длиннее цепь, тем полимер более стабилен. Из-за более коротких углеродных цепей ДОФ мигрирует быстрее из мате-риала, поэтому пленки и листы, пластифицирован-ные диоктилфталатом, легко узнаваемы за счет резкого запаха и быстрой потери гибкости матери-ала. Высококачественные пластификаторы ДИНФ и ДИДФ, которые дольше остаются в материале, обе-спечивают более стабильные характеристики про-дукции (рисунки 4, 5) [13].

Рисунок 4. Потеря массы, пластифицированного ПВХ различ-ными фталатами, выдержанного в печи, в течение 7 дней при 100 °С

Рисунок 5. Потеря массы, пластифицированного ПВХ различ-ными фталатами, выдержанного в мыльном раство-ре, в течение 1 дня при 75 °С

Около 95% ДИНФ и ДИДФ используются в каче-стве пластификаторов для ПВХ. Остальные 5% используются для пластификации других полиме-ров, а также для производства антикоррозионных и антиобрастающих красок, лаков, чернил, клеев и герметиков [19].

Благодаря повышенной устойчивости и прочно-сти при механическом износе, ДИНФ и ДИДФ можно с успехом использовать в производстве напольных покрытий, мебели и т.д. Низкая лету-честь данных фталатов позволяет применять их в предметах, имеющих большую площадь испарения (виниловые обои, пленки, скатерти т.д.) [20].

Из-за высокой стойкости к экстракции водой, ДИНФ, ДИДФ находят широкое применение в това-рах домашнего обихода, которые имеют непосред-ственный контакт с водой (садовые шланги, шторы для душа, и т.д.), а также в предметах, используемых в медицине [20].

Промышленное производство ДИНФ, ДИДФФталатные пластификаторы – ДИНФ, ДИДФ

получают этерификацией фталевого ангидрида соот-ветствующим спиртом С9, С10 в присутствии преиму-щественно металлорганических катализаторов, в некоторых технологиях с использованием кислот [21]. Синтез ДИНФ и ДИДФ необходимо вести при избытке спирта 20-30% мол., в инертной атмосфере (например, азотной).

Катализаторы этерификации выбираются из ряда амфотерных металлорганических соединений: кар-боксилатов и внутрикомплексных соединений титана, циркония, олова, алюминия, и цинка. Наиболее часто используют следующие катализа-торы [22-25]:

• изопропил н-бутилтитанат;• тетра(изопропил)орто-титанат;• тетра(бутил)орто-титанат.Реакция этерификации протекает в две стадии:


2014, т. 12, № 2

1) получение моноизононил- или моноизодецил-фталата этерификацией фталевого ангидрида изо-нониловым или изодециловым спиртом:

где R – изононил- или изодецил-. Первая стадия синтеза протекает при темпера-

туре 130-140 °С, без катализатора;2) этерификация моноизононил- или моноизоде-

цилфталата изонониловым или изодециловым спир-том в присутствии катализатора:

где R – изононил- или изодецил-.Вторая стадия – конверсия моноэфира в диэфир

протекает при температуре 180-250 °С [22-24], при пониженном давлении, в присутствии амфотерного металлорганического катализатора. Данная реакция протекает медленнее по сравнению с реакцией обра-зования моноэфира и является лимитирующей. Для смещения равновесия в сторону образования слож-ного эфира, вода, образовавшаяся в ходе реакции, удаляется из реакционной смеси вместе с избытком спирта [26].

Этерификация фталевого ангидрида изононило-вым и изодециловым спиртом похожа на этерефика-цию фталевого ангидрида 2-этилгексанолом.

В отличие от кислотных катализаторов, при использовании металлорганических катализаторов требуются более высокие температуры, т.к. при низких температурах вышеуказанные катализаторы не активны.

Исходным сырьем для получения С9 и С10-спиртов является смесь бутенов и пропилена, кото-рую подвергают олигомеризации для получения изооктенов и изононенов. Наиболее известные про-цессы олигомеризации – DIMERSOL и OCTOL-Process [27]. Полученные изооктены и изононены гидроформилируют в реакции оксосинтеза, превра-щая в соответствующие альдегиды, которые затем гидрируют до спиртов.

Принципиальная схема потоков производства ДИНФ, ДИДФ представлена на рисунке 6, которая включает следующие стадии:

- производство фталевого ангидрида из о-ксилола;

- производство олефинов С8 и С9 из пропилена и бутенов на установках олигомеризации или диме-ризации;

- производство высших спиртов: изононилового из олефинов С8 и синтез-газа, изодецилового из оле-финов С9 и синтез-газа;

- производство товарных ДИНФ, ДИДФ этери-фикацией фталевого ангидрида соответствующим спиртом [26].

Производствобутенов

Производствопропилена

Производствосинтез-газа

СО+Н2

Производствоолефинов С8

(димеризация)

Производствоолефинов С8-С9

(олигомеризация)

Производствосинтез газа

СО+Н2

Производствоизононилового

спирта

Производствофталевого ангидрида

Производствоизодецилового

спирта

Производствоорто-ксилола

ПроизводствоДИНФ

ПроизводствоДИДФ

БутеныБутены

Пропилен

Синтез-газ Синтез-газС8-олефиныС8-олефины

С9-олефины

Фталевыйангидрид

Изонониловыйспирт

Изодециловыйспирт

ДИНФ ДИДФ

Рисунок 6. Принципиальная схема сырьевых потоков производ-ства ДИНФ и ДИДФ

Технологический процесс производства пласти-фикаторов ДИНФ, ДИДФ на амфотерном металлор-ганическом катализаторе состоит из следующих основных стадий (рисунок 7) [26, 27]:

1) получение сложных эфиров – этерификация фталевого ангидрида изонониловым или изодецило-вым спиртом;

2) удаление избытка спирта;3) нейтрализация эфира-сырца (удаление не всту-

пившего в реакцию моноалкилфталата) и разруше-ние катализатора;

4) промывка водой;5) паровая отгонка летучих соединений;6) осветление и фильтрация готового продукта.

Спирт


Катализатор

1 2 3 4 5 6

Спирт Спирт Спирт

Вода ЩелочьВода

Пар

Вода+катализатор Вода Вода

Пластификатор

Глина, уголь

Фильтрационный осадок

Сточные воды

Рисунок 7. Принципиальная схема потоков производства ДИНФ, ДИДФ на амфотерном катализаторе

Существуют различные технологические схемы получения пластификаторов ДИНФ, ДИДФ.

На рисунке 8 показан реакторный блок для про-изводства ДИНФ, ДИДФ непрерывного действия компании BASF, которая является одним из лидеров в производстве спиртов С9, С10 и соответствующих фталатных пластификаторов [22, 23].


2014, т. 12, № 2

Установка включает каскад из 6 реакторов. В первый реактор Р-1 подается фталевый ангидрид и катализатор (подача азота не показана на схеме). Подача спирта предусмотрена в каждый из шести реакторов. Пары спирта и образующейся в ходе эте-рификации воды из первых 4-х реакторов через колонну К-1 собираются в ёмкости Е-1 для разделе-ния. Водный слой удаляется, а органический слой подается в ёмкость Е-2, откуда подается на ороше-ние К-1. С низа К-1 спирт возвращается в реакцион-ную смесь. Также предусмотрена подача органического слоя с Е-1 через теплообменник ТО-2 в ёмкость для сброса давления Е-3. В результате сброса давления органическая фаза разделяется на паровую фазу, обогащенную низкокипящими компо-нентами, и жидкую фазу, обогащенную спиртом, который возвращается в Е-2.

Особенностью схемы является то, что пары спирта и воды из последних двух реакторов, содер-жащие меньше всего воды, подаются в реакционную массу предыдущих реакторов (под слой жидкости), минуя прохождение колонны К-1. В последний реак-тор Р-6 пары спирта подаются также в реакционную массу (на 30 см ниже поверхности реакционной

массы) через теплообменник ТО-1, что способствует лучшему удалению остатков воды.

Подобная схема организации процесса этерифи-кации имеет следующие достоинства:

- более полное удаление воды из оборотного спирта за счет прохождения азеотропа через колонну К-1;

- лучшее удаление низкокипящих компонентов из оборотного спирта с помощью подогрева спирто-вой фазы с ёмкости Е-1 в теплообменнике ТО-2 и однократного испарения в Е-3;

- постепенное возрастание степени конверсии от первого реактора к последнему;

- сохранение равномерного избытка спирта в каждом из реакторов вплоть до окончания реакции;

- удаление следов воды из зоны реакции с помо-щью стриппинга (отпарки) парами спирта, особенно в последних реакторах Р-5 и Р-6 каскада.

На рисунке 9 представлена схема производства ДИНФ, ДИДФ периодического действия в присут-ствии металлорганического катализатора, которую предлагает инжиниринговая компания TechnoBell Limited [28].

К-1

Р-1

ТО-2

Р-2Р-3

Р-4Р-5

Р-6

ВХ-1

Е-1

ТО-3

Е-3

Е-2

ТО-1

Фталевый ангидридКатализатор

Спирт

Вода

Оборотный спирт

Низкокипящиекомпоненты

Эфир-сырец

Рисунок 8. Схема непрерывного процесса получения ДИНФ, ДИДФ компании BASF: Р-1, 2, 3, 4, 5, 6 – реакторы; К-1 колонна; ВХ-1 – воздушный холодильник; Е-1, 2 – емкости; ТО-1, 2, 3 – теплообменники; Е-3 – ем-кость для понижения давления


2014, т. 12, № 2

Фталевый ангидрид, спирт и катализатор пода-ются в реактор Р-1 при непрерывном перемешива-нии и постоянной подаче азота (подача азота не показана на схеме). Смесь спирта и воды охлажда-ется в конденсаторе-холодильнике КХ-1 и разделя-ется в сепараторе С-1, затем спиртовой слой возвращается в реакционную смесь.

В ёмкости Е-1, снабженной мешалкой, избыток спирта отгоняется под вакуумом. Спирт охлажда-ется в КХ-2 и разделяется в С-2. Спиртовой слой возвращается в Р-1. С низа сепараторов С-1 и С-2 выводится вода.

После стадии отгонки в Е-1 подается раствор карбоната натрия для нейтрализации эфира-сырца, после отстаивания водно-солевой слой удаляется. Эфир-сырец поступает в осветлитель О-1 и затем в фильтр Ф-1. Готовый пластификатор с Ф-1 поступает на склад готовой продукции.

Основные преимущества процесса:- компактность установки; - возможность проведения двух стадий (отгонки

избытка спирта и нейтрализации эфира-сырца) в одном аппарате, как следствие, снижение капиталь-ных затрат;

- сокращение расхода воды на стадии промывки неочищенных пластификаторов до 90%, соответ-ственно, снижение количества сточных вод.

На рисунке 10 представлена схема производства ДИНФ, ДИДФ проектной компании International

Process Plants периодического действия в присут-ствии катализатора толуолсульфокислоты [29].

Фталевый ангидрид, спирт и катализатор пода-ются в реактор Р-1 при непрерывном перемешива-нии и постоянной подаче азота. Спирт и вода охлаждаются в конденсаторе-холодильнике КХ-1 и разделяются в сепараторе С-1, затем спиртовой слой возвращается в реакционную смесь.

Эфир-сырец после стадий нейтрализации и про-мывки в нейтрализаторах Н-1, 2 поступает в колонну К-1 для отгонки избытка спирта, оборотные спирты из сепаратора С-2 возвращаются в реактор Р-1. Эфир-сырец с низа К-1 поступает на промежуточ-ную фильтрацию в фильтр Ф-1, осветляется углем в осветлителе О-1 и проходит конечную фильтрацию в Ф-2.

Основные преимущества процесса:- использование более дешевого катализатора

толуолсульфокислоты по сравнению с металлорга-ническим катализатором;

- удаление летучих соединений из оборотного спирта в сепараторе С-2 за счет использования эжек-ционной системы после С-2.

Установки для производства ДИНФ и ДИДФ с использованием металлорганических катализаторов (в частности, титанорганических) являются более эффективными, т.к. упрощаются дальнейшие стадии обработки эфира-сырца и уменьшается количество сточных вод [31].

Е-1 О-1

Ф-1

C-1 C-2

КХ-1 КХ-2

ВХ-1

Р-1

ВСА

Пар

Конденсат

Природный газ

В печь для сжигания отходов

М-1

Оборотный спирт

Спирт

Фталевый ангидрид


Вода

Карбонат натрия

Вода

Осветлитель


Рисунок 9. Схема производства ДИНФ, ДИДФ периодического действия в присутствии металлорганического катализатора: Р-1 – реактор; Е-1 – емкость для удаления избытка спирта; С-1, 2 – сепараторы; О-1 – осветлитель; КХ-1, 2 – конденсаторы-холодиль-ники; ВХ-1 – воздушный холодильник; М-1 – маслоподогреватель; Ф-1 – фильтр; ВСА – вакуумсоздающая аппаратура


2014, т. 12, № 2

ВыводыАнализ российского рынка

пластификаторов показал, что закупки ДИНФ и ДИДФ уже сопоставимы с емкостью рынка ДОФ. Развитие собственного про-изводства ДИНФ, ДИДФ в России тормозится отсутствием сырьевой базы – изониловых и изодецило-вых спиртов, которые импортиру-ются в РФ.

В нашей стране имеется соб-ственное производство фталевого ангидрида. При полной или частичной замене ДОФ на ДИНФ (ДИДФ) часть фталевого анги-дрида можно будет направить на получение новых типов пласти-фикаторов ДИНФ и ДИДФ.

Для получения новых типов фталатов можно реконструиро-вать действующие установки (периодического и непрерывного действия) производства ДОФ. Также следует рассмотреть вари-ант создания принципиально новых установок для выпуска ДИНФ и ДИДФ.

Реализация производства пла-стификаторов ДИНФ и ДИДФ в России позволит использовать новые типы пластификаторов отечественного производства для пластификации ПВХ и других полимеров, а также осуществить экспансию на рынки Азии и Европы.


1 Лазарева В.А., Кучугурный В.Е., Бортникова Е.А. Пластификаторы: марке-тинговый обзор / ГП «Черкасский НИИТЭХИМ». Черкассы, 2011. 478 с.

2 Regulation (EC) №1907/2006 of the European Parliament and of the council of 18 December 2006 // Official Journal of the European Union. (29.05.2007). P. 146. URL: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2007:136:0003:0003:EN:PDF (дата обращения: 11.12.13).

3 1,2-Benzenedicarboxylic acid, di-C8-10-branched alkyl esters, C9-rich and di-“isononyl” phthalate (DINP): European Union Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB). - Luxembourg: Office for Official Publications of the

European Communities, 2003. - Volume 35. - 288 p. URL: http://echa.europa.eu/documents/10162/8fa0a07f-ec2a-4da6-bbe8-5b5e071b5c16 (дата обращения: 11.12.13).

4 1,2-Benzenedicarboxylic acid, di-C8-10-branched alkyl esters, C9-rich and di-“isononyl” phthalate: Summary Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB). - 2003. - 19 p. URL: h t t p : / / e c h a . e u r o p a . e u /documents/10162/0645f0cb-7880-4d23-acea-27b05ed7de39 (дата обращения: 11.12.13).

5 1,2-Benzenedicarboxylic acid, di-C9-

11-branched alkyl esters, C10-rich and di-“isodecyl” phthalate: European Union Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB). - Luxembourg: Office for Official Publications

of the European Communities, 2003. - Volume 36. - 222 p. URL: http://www.didp-facts.com/upload/documents/document5.pdf (дата обращения: 11.12.13).


11-branched alkyl esters, C10-rich and di-“isodecyl” phthalate: Summary Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB), 2003. - 19 p. URL: http://echa.europa.eu/documents/10162/b66cca3a-5303-455b-8355-63bf741e263b (дата обращения: 15.12.13).

7 Evaluation of new scientific evidence concerning DINP and DIDP in relation to entry 52 of Annex XVII to Regulation (EC) №1907/2006 (REACH): Draft Review Report. - Version 3. - 312 p. - May 2012. URL: http://echa.europa.eu/documents/10162/13641/echa_review_dinp_and_didp_en.pdf (дата обращения: 15.12.13).

Ф-1 Ф-2

Р-1Н-1 Н-2

Е-1К-1

КХ-1

КХ-2

КХ-3

С-1

С-2

О-1

Азот


Спирт


Кальцинированнаясода

Сточные воды Вода

Щелочь

Пар

Сточныеводы

Оборотныйспирт


Рисунок 10. Схема производства ДИНФ, ДИДФ периодического действия в присутствии катализатора толуолсульфокислоты:

Р-1 – реактор; Н-1, 2 – нейтрализаторы; Е-1 – емкость; К-1 – колонна; С-1, 2 – сепарато-ры; КХ-1, 2, 3 – конденсаторы-холодильники; О-1 – осветлитель; Ф-1, 2 – фильтры


2014, т. 12, № 2

8 Life Cycle Assessment of PVC and of principal competing materials, Commissioned by the European Commission: Final Report. - 325 p. - July 2004. URL: http://ec.europa.eu/enterprise/sectors/chemicals/files/sustdev/pvc-final_report_lca_en.pdf (дата обраще-ния: 11.12.13).

9 Global Plasticizer Update: materials of conf. SPI Flexible Vinyl Products Conference / Dr Steve Cullen. July 2012. URL: http://www.plasticsindustry.org/files/events/Stephen%20Cullen_Tuesday.pdf (дата обра-щения: 16.12.13).

10 DINP and DIDP: materials of presentation / Ammie Bachman, ExxonMobil Biomedical Sciences. 2010. URL: http://www.cpsc .gov / /PageF i l e s /126462 /exxonDINPDIDP.pdf (дата обращения: 21.12.13).

11 The Official Journal of the European Union. 2006/C 90/04. 13. 04. 2006. URL: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:C:2006:090:0004:0028:EN:PDF (дата обращения: 21.12.13).


13 Are the flexible PVC strips & sheets the same? Racing ahead for safety and environment focus on plasticizer and safety. June 2008. URL: http://www.refricentro.cl/destacados/biblioteca-tecn?task=document.viewdoc&id=57 (дата обращения: 11.12.13).

14 Дугин А. Эволюция рынка ПВХ-пластикатов: первый шаг – постепенное замещение ДОФ на ДИНФ, второй – сни-жение цен // ХИМкурьер. 2012. №15 (358). С. 20-21.

15 Рынок полимерных добавок – в долларах и килограммах // ХИМкурьер. 2012. №15 (358). С. 14-16.

16 Performance comparison of Bio-based Plasticizers with selected phthalate and non-phthalate alternatives in Wire & Cable Jacket application: materials of conf. International Wire & Cable Symposium. Proceedings of the 61st IWCS Conference / Manish K. Mundra, A. Ghosh-Dastidar, Robert F. Eaton, and Norman Chin. URL: http://iwcs.omnibooksonline.com/data/papers/2012/10-2.pdf (дата обращения: 22.12.13).

17 Improvements in or relating to phthalate plasticiser esters / De Munck Nicolaas A., Gosse Claudius, Caers Raphael F.: pat. WO 2005021482. № PCT/EP2004/009357; filed 20.08.2004; release 10.03.2005, 42 p.

18 Приказчиков А.В., Стимпсон М., Холт М.С ДОТФ: альтернатива орто-фта-латным пластификаторам в гибких ПВХ компаундах: материалы конф. ПВХ-2009. (15. 07. 2009) Москва. 2009. URL: http://www.creonenergy.ru/upload/iblock/f5f/dotf%20aljternativa%20orto-ftalatnym%20

plastifikatoram%20v%20gibkih%20pvh%20kompaundah.%20a.v.%20prikazchikov,%20Eastman%20Chemical.pdf (дата обращения: 25.12.13).

19 Scientific Facts on Phthalate Di-isodecyl & Di-isononyl phthalates. URL: http://www.greenfacts.org/en/dinp-didp/ (дата обращения: 26.12.13).

20 Uses of Phthalates and Other Plasticizers: materials / Allen Godwin. 26.07.2010. URL: http://www.cpsc.gov/PageFiles/126379/godwin.pdf (дата обраще-ния: 25.12.13).

21 Фталевый ангидрид и пласти-фикаторы на его основе. Состояние и перспективы производства и потре-бления: информ.-аналит. материал / ОАО «ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ», М., 2005. 43 c.

22 Production of carboxylic acid esters by stripping with alcohol vapor / Jarren Peters, Walter Distedorf, Katrin Friese and others: pat. 2011/0301377 А1 US. Appl. № 13/140,274. № PTC/EP2009/067179; filed 15.12.2009; release 08.12.2011. § 371 (c)(1), (2), (4), 8 p.

23 Method for producing carboxylic acid esters / Jarren Peters, Walter Distedorf and others: pat. 2011/0251420 A1 US. Appl. № 13/140,256. № PTC/EP09/67177; filed 15.12.2009; release 13.10.2011. § 371 (c)(1), (2), (4), 8 p.

24 Process for production esters / De Munk, Nicolaas, Anthony: pat. EP 2134672 B1. Appl. №08734593.0. № PCT/EP2008/001837; filed 07.03.2008; release 23.12.2009. 2009/52, 20 p.

25 Силлинг М.И., Ларичева Т.Н. Соединения титана как катализаторы реак-ции этерификации и переэтерификации // Успехи химии. 1996. № 65 (3). С. 296 – 304. URL: http://www.uspkhim.ru/ukh_frm.phtml?jrnid=rc&page=search (дата обраще-ния: 11.12.13).

26 Eco-profile of high volume commodity phthalate esters (DEHP/DINP/DIDP) / ECOBILAN. January 2001. URL: http://www.ecpi.org/upload/documents/webpage/document31.pdf (дата обращения: 11.12.13).

27 Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim. Ullmann’s Encyclopedia of Industrial Chemistry: Wiley InterScience, 2006.

28 Plasticizer. Process details / TechnoBell Limited. URL: http://www.technobell.info/index.php?option=com_content&view=article&id=33&Itemid=147 (дата обращения: 11.12.13).

29 Phthalate Plasticizers & Multi-Product Esters (MPE) / International Process Plants. URL: http://www.ippe.com/plants/600316/plasticizer_overview.pdf (дата обращения: 11.12.13).

30 Пластификаторы. URL: http://www.orionchem.ru/catalog4.html (дата обращения: 11.12.13).

31 Барштейн Р.С., Кирилович В.И., Носовский Ю.Е. Пластификаторы для полимеров. М.: Химия, 1982. 200 с.

REFERENCES 1 Lazareva V.A., Kuchugurnyj V.E.,

Bortnikova E.A. Plas t i f ikatory: marketingovyj obzor / GP «Cherkasskij NIITJEHIM». Cherkassy, 2011. 478 s. [in Russian].

2 Regulation (EC) №1907/2006 of the European Parliament and of the council of 18 December 2006 // Official Journal of the European Union. (29.05.2007). P. 146. URL: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2007:136:0003:0003:EN:PDF (review date: 11.12.13).


10-branched alkyl esters, C9-rich and di-“isononyl” phthalate (DINP): European Union Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB). - Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2003. - Volume 35. - 288 p. URL: http://echa.europa.eu/documents/10162/8fa0a07f-ec2a-4da6-bbe8-5b5e071b5c16 (review date: 11.12.13).


10-branched alkyl esters, C9-rich and di-“isononyl” phthalate: Summary Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB). - 2003. - 19 p. U R L : h t t p : / / e c h a . e u r o p a . e u /documents/10162/0645f0cb-7880-4d23-acea-27b05ed7de39 (review date: 11.12.13).


11-branched alkyl esters, C10-rich and di-“isodecyl” phthalate: European Union Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB). - Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2003. - Volume 36. - 222 p. URL: http://www.didp-facts.com/upload/documents/document5.pdf (review date: 11.12.13).


11-branched alkyl esters, C10-rich and di-“isodecyl” phthalate: Summary Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB), 2003. - 19 p. URL: http://echa.europa.eu/documents/10162/b66cca3a-5303-455b-8355-63bf741e263b (review date: 15.12.13).

7 Evaluation of new scientific evidence concerning DINP and DIDP in relation to entry 52 of Annex XVII to Regulation (EC) №1907/2006 (REACH): Draft Review Report. - Version 3. - 312 p. - May 2012. URL: ht tp: / /echa.europa.eu/docu-


2014, т. 12, № 2

ments/10162/13641/echa_review_dinp_and_didp_en.pdf (review date: 15.12.13).

8 Life Cycle Assessment of PVC and of principal competing materials, Commissioned by the European Commission: Final Report. - 325 p. - July 2004. URL: http://ec.europa.eu/enterprise/sectors/chemicals/files/sustdev/pvc-final_report_lca_en.pdf (review date: 11.12.13).

9 Global Plasticizer Update: materials of conf. SPI Flexible Vinyl Products Conference / Dr Steve Cullen. July 2012. URL: http://www.plasticsindustry.org/files/events/Stephen%20Cullen_Tuesday.pdf (review date: 16.12.13).

10 DINP and DIDP: materials of presentation / Ammie Bachman, ExxonMobil Biomedical Sciences. 2010. URL: http://www.cpsc .gov / /PageF i l e s /126462 /exxonDINPDIDP.pdf (review date: 21.12.13).

11 The Official Journal of the European Union. 2006/C 90/04. 13. 04. 2006. URL: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:C:2006:090:0004:0028:EN:PDF (review date: 21.12.13).

12 The Official Journal of the European Union. 2008/C 34/01. 07. 02. 2008. URL: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:C:2008:034:0001:0033:EN:PDF (review date: 21.12.13).

13 Are the flexible PVC strips & sheets the same? Racing ahead for safety and environment focus on plasticizer and safety. June 2008. URL: http://www.refricentro.cl/destacados/biblioteca-tecn?task=document.viewdoc&id=57 (review date: 11.12.13).

14 Dugin A. Jevoljucija rynka PVH-plastikatov: pervyj shag – postepennoe zameshhenie DOF na DINF, vtoroj – snizhenie cen // HIMkur’er. 2012. №15 (358). S. 20-21. [in Russian].

15 Rynok polimernyh dobavok – v dollarah i kilogrammah // HIMkur’er. 2012. №15 (358). S. 14-16. [in Russian].

16 Performance comparison of Bio-based Plasticizers with selected phthalate and non-phthalate alternatives in Wire & Cable Jacket application: materials of conf. International Wire & Cable Symposium. Proceedings of the 61st IWCS Conference / Manish K. Mundra, A. Ghosh-Dastidar, Robert F. Eaton, and Norman Chin. URL: http://iwcs.omnibooksonline.com/data/papers/2012/10-2.pdf (review date: 22.12.13).

17 Improvements in or relating to phthalate plasticiser esters / De Munck Nicolaas A., Gosse Claudius, Caers Raphael F.: pat. WO 2005021482. № PCT/EP2004/009357; filed 20.08.2004; release 10.03.2005, 42 p.

18 DOTF: al’ternativa orto-ftalatnym plastifikatoram v gibkih PVH kompaundah: materialy konf. PVH-2009. (15. 07. 2009) / Prikazchikov A.V., Stimpson M., Holt M.S. Moskva. 2009. URL: http://www.creonenergy.ru/upload/iblock/f5f/dotf%20a l j t e rna t iva%20or to - f t a l a tnym%20plastifikatoram%20v%20gibkih%20pvh%20kompaundah.%20a.v.%20prikazchikov,%20Eastman%20Chemical.pdf (review date: 25.12.13). [in Russian].

19 Scientific Facts on Phthalate Di-isodecyl & Di-isononyl phthalates. URL: http://www.greenfacts.org/en/dinp-didp/ (review date: 26.12.13).

20 Uses of Phthalates and Other Plasticizers: materials / Allen Godwin. 26.07.2010. URL: http://www.cpsc.gov/PageFiles/126379/godwin.pdf (review date: 25.12.13).

21 Ftalevyj angidrid i plastifikatory na ego osnove. Sostojanie i perspektivy proizvodstva i potreblenija: inform.-analit. material / OAO «CNIITJeNEFTEHIM», M., 2005. 43 s. [in Russian].




25 Silling M.I., Laricheva T.N. Soedinenija titana kak katalizatory reakcii jeterifikacii i perejeterifikacii // Uspehi himii. 1996. № 65 (3). S. 296 – 304. URL: http://w w w . u s p k h i m . r u / u k h _ f r m .phtml?jrnid=rc&page=search (review date: 11.12.13). [in Russian].

26 Eco-profile of high volume commodity phthalate esters (DEHP/DINP/DIDP) / ECOBILAN. January 2001. URL: http://www.ecpi.org/upload/documents/webpage/document31.pdf (review date: 11.12.13).


28 Plasticizer. Process details / TechnoBell Limited. URL: http://www.technobell.info/index.php?option=com_content&view=article&id=33&Itemid=147 (review date: 11.12.13).

29 Phthalate Plasticizers & Multi-Product Esters (MPE) / International Process Plants. URL: http://www.ippe.com/plants/600316/plasticizer_overview.pdf (review date: 11.12.13).

30 Plastifikatory. URL: http://www.orionchem.ru/catalog4.html (review date: 11.12.13). [in Russian].

31 Barshtejn R.S., Kirilovich V.I., Nosovskij Ju.E. Plastifikatory dlja polimerov. M.: Himija, 1982. 200 s. [in Russian].

Ягудина Д.И., магистрант, группа МТС 01-12-01 ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация D. I. Iagudina, Graduate Student of MTS 01-12-01 Group FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian Federation e-mail: [email protected]

Садретдинов И.Ф., канд. хим. наук, начальник лаборатории проблемных исследований ООО «Научно-технический центр Салаватнефтеоргсинтез», г. Салават, Российская ФедерацияI. F. Sadretdinov, Candidate of Chemical Sciences, Supervisor of Laboratory Problem Research LLС “Research and Technology Center Salavatnefteorgsintez”, Salavat, the Russian Federatione-mail: [email protected]

Султанбекова И.А., канд. хим. наук, веду-щий специалист лаборатории проблемных исследований ООО «Научно-технический центр Салаватнефтеоргсинтез», г. Салават, Российская ФедерацияI. A. Sultanbekova, Candidate of Chemical Sciences, Leading Specialist of Laboratory Problem Research LLС “Research and Technology Center Salavatnefteorgsintez”, Salavat, the Russian Federatione-mail: [email protected]

Алябьев А.С., канд. хим. наук, зам. дирек-тора по науке и производству ООО «Научно-технический центр Салават-нефтеоргсинтез», г. Салават, Российская ФедерацияA. S. Alyabev, Candidate of Chemical Sciences, Deputy Director of Science and Production LLС “Research and Technology Center Salavatnefteorgsintez”, Salavat, the Russian Federation


2014, т. 12, № 2

UDC 667.621.72

Key words: plasticizers, dioctyl phthalate (DOP), diisononyl phthalate (DINP), diisodecyl phthalate (DIDP), esterification, technological schemes.

Ключевые слова: пластификаторы, диоктилфта-лат (ДОФ), диизононилфталат (ДИНФ), диизодеци-лафталат (ДИДФ), этерификация, технологические схемы.

Market of plasticizers and field of their application are under essential influence of the strong directives for protection of environment and human health at the pres-ent time. Adjustments are made by ECPI (European Council for Plasticizers and Intermediates) [1].

According to the regulations of the European Union on chemicals REACH № 1907/2006 (Registration,

DIISONONYL- AND DIISODECYL PHTHALATES ARE NEW PERSPECTIVE PLASTICIZERS FOR NATIVE INDUSTRY ДИИЗОНОНИЛ- И ДИИЗОДЕЦИЛФТАЛАТЫ – НОВЫЕ ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ПЛАСТИФИКАТОРЫ ДЛЯ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

D.I. Iagudina, I.F. Sadretdinov, I.A. Sultanbekova, A.S. Alyabev,FSBEI НРЕ “Ufa State Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian FederationLLС “Research and Technology Center Salavatnefteorgsintez”,Salavat, the Russian Federation

Ягудина Д.И. Садретдинов И.Ф., Султанбекова И.А., Алябьев А.С.,ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»,г. Уфа, Российская Федерация ООО «Научно-технический центр Салаватнефтеоргсинтез»,г. Салават, Российская Федерация

Environmental aspects and safety requirements of using plasticizers dioctyl phthalate (DOP), diisononyl phthalate (DINP) and diisodecyl phthalate (DIDP) are studied.Data on the Russian market of plasticizers DOP, DINP and DIDP are represented. Continuous increase of consumption DINP, DIDP and decrease of consumption DOP are determined in the Russian Federation. The necessity of production DINP, DIDP in Russia is proved.The comparative analysis of the basic physicochemical and performance properties of phthalate plasticizers DOP, DINP, DIDP is shown. Areas of application DINP and DIDP are presented. Chemistry and conditions of the esterification reaction of phthalic anhydride and isononyl (isodecyl) alcohol are described. The most common catalysts used in industry for the synthesis DINP and DIDP are presented.The schematic block-flow diagram of the production of DINP, DIDP is presented. Technological schemes of production of DINP, DIDP in continuous and batch process using organometallic and acid catalysts are described. Units for the production DINP and DIDP using organometallic catalysts (in particular, organotitanium) are more effective because further processing steps of crude ester are simplified and amount of wastewater is reduced. Modernization of existing units (batch and continuous) producing DOP for issue of new types of phthalates and considering of variant creating fundamentally new units for DINP and DIDP issue are proposed. Implementation of DINP and DIDP plasticizers production in Russia will allow to use new types of plasticizers of domestic production for plasticizing PVC and other polymers as well as to accomplish expansion into Asian and European markets.

В статье рассмотрены экологические аспекты и требования к безопасности при использовании пластификаторов диоктилфталата (ДОФ), диизононилфталата (ДИНФ) и диизодецилафталата (ДИДФ). Представлены данные по российскому рынку пластификаторов ДОФ, ДИНФ, ДИДФ. Выявлен непрерывный рост потребления ДИНФ, ДИДФ и сокращение потребления ДОФ в Российской Федерации. Обоснована необходимость произ-водства ДИНФ, ДИДФ в России. Проведен сравнительный анализ основных физико-химических и эксплуатаци-онных свойств фталатных пластификаторов ДОФ, ДИНФ, ДИДФ. Приведены области применения ДИНФ и ДИДФ. Описан химизм и условия проведения реакции этерификации фталевого анги-дрида изонониловым (изодециловым) спиртом. Представлены наиболее рас-пространенные катализаторы, используемые в промышленности для синтеза ДИНФ и ДИДФ. Приведена принципиальная схема потоков производства ДИНФ и ДИДФ. Описаны технологические схемы процесса получения ДИНФ, ДИДФ на уста-новках непрерывного и периодического действия с использованием металлор-ганических и кислотных катализаторов. Установки для производства ДИНФ и ДИДФ с использованием металлорганических катализаторов (в частности, титанорганических) являются более эффективными, т.к. упрощаются дальней-шие стадии обработки эфира-сырца и уменьшается количество сточных вод.Предложено реконструировать действующие установки (периодического и непрерывного действия) производства ДОФ для получения новых типов фтала-тов и рассмотреть вариант создания принципиально новых установок для выпуска ДИНФ и ДИДФ. Реализация производства пластификаторов ДИНФ и ДИДФ в России позволит использовать новые типы пластификаторов отечественного производства для пластификации ПВХ и других полимеров, а также осуществить экспансию на рынки Азии и Европы.


2014, т. 12, № 2

Evaluation and Authorization of Chemicals), producers of plasticizers and products, which contains plasticizers, must submit relevant certificates, in the absence of ones, production and marketing of these products bans in Europe [1-8].

As a result of the research, products made from poly-vinyl chloride PVC with content of dioctyl phthalate (DOP) are harmful to health and it resulted in a ban on the production and sale of toys and some items of every-day use from these materials [1, 2].

In comparison with DOP, new phthalate plasticizers diisononyl phthalate (DINP) and diisodecyl phthalate (DIDP) were accepted as safe and can be used for the manufacture of children’s toys and childcare articles [1-8].

DINP, DIDP are restricted only in production of toys and childcare articles which can be placed in the mouth by children during teething [9, 13].

Plasticizers DINP, DIDP have minimal risk of influ-ence on the endocrine and reproductive human systems, and also on development of side effects in the body, while DOP has a significant impact on human health [10].

Risk assessment conclusions published in the Official Journals of European Union [11, 12] (table 1) [13].

Table 1. Impact of phthalates on human health and environment

Risk assessment conclusions DOP DINP DIDPWorkers + - -Consumers + - -Humans exposed via the environment

+ - -

Human health (physicochemical properties)

- - -

Atmosphere - - -Aquatic ecosystem + - -Terrestrial ecosystem + - -Micro-organisms in the sewage treatment plant

- - -

Classification Repr.Cat.R-60-61

Safe Safe

«+» – negative impact;«-» – no negative impact.Repr.Cat. R-60-61: toxic to the reproductive system (R-60 – may impair fertility; R-61 – may cause harm to the unborn children).

The Russian market of plasticizersDOP is the most common plasticizer in Russia.

Phthalate plasticizers on the other base alcohols, in particular DINP and DIDP are in high demand on the Russian market, but they are produced in our country in a small volume. Creating a large cost-efficient production of plasticizers of this type is inhibited by the current deficit of isononyl and isodecyl alcohols - they are not issued by Russian companies [30].

Currently, Roshal plasticizers plant (Moscow region, Roshal city) is the singular producer of plasticizer DINP

in Russia. The company has launched of plasticizer DINP since 2009. At the present time on the site of Roshal plant are carrying on works to extend the production of DINP. However, the power of this Russian producer can satisfy the demand of The Russian Federation consumers only on 3% [14].

Russian companies import actual in the market diisononyl phthalate and diisodecyl phthalate. DINP and DIDP share in the structure of Russian import of plasticizers in 2008 (more recent data in open sources is not available) was 78% and 7%, respectively (Figure 1) [1].

Figure 1. Structure of plasticizers import in Russia in 2008, % DINP – diisononyl phthalate; DIDP – diisodecyl phthalate;DBP – dibutyl phthalate; DOP – dioctyl phthalate; BBP – butyl benzyl phthalate

It should be noted, that reduce of consumption DOP in the Russian Federation is accompanied by increase of processing DINP and DIDP. In the first half of 2012, purchases of these plasticizers in the country grew by 33% to 29.5 kilotons (Figure 2). This rate is comparable to the capacity of the market DOP (32.1 kilotons) [14].

Figure 2. Volumes of DOP, DINP and DIDP plasticizers consumption in the Russian Federation in the first half of 2012

The main suppliers of DINP and DIDP plasticizers in Russian are Evonik (trademark DINP - Vestinol 9), ExxonMobil (trademarks DINP and DIDP - Jayflex DINP and Jayflex DIDP, respectively), BASF (trademarks DINP and DIDP - Palatinol N and Palatinol P-10, respectively).


2014, т. 12, № 2

The company producing flooring «Tarkett», wallpaper factories «KOF Palette», «Erismann» and the plant for issue of waterproofing membrane «Lodzhikruf» are the main consumers of DINP and DIDP in Russia [14].

At the present moment, volumes of DINP and DIDP consumption for production of cable PVC compounds are negligible, but in this segment demand for plasticizers DINP (DIDP) is growing in Russia. DINP is applied for issue PVC compounds only in LLC «Bashplast» (Sterlitamak city), where special trademarks of PVC compounds are produced, which products have a long working life [14].

In such a manner, continuous increase in the consumption of high quality plasticizers DINP and DIDP has been observed in Russia, as they are an ideal replacement for DOP, which gradually is considered dangerous in many countries.

Physicochemical properties and performance of DOP, DINP and DIDP

DINP and DIDP can be used as a primary (complete replacement of DOP) or secondary (partial replacement of DOP) plasticizer to produce various types of PVC compounds. These plasticizers are low toxic, recom-mended for products manufactured according to ISO 9001.

The main advantages of DINP and DIDP are low volatility and less migration during processing in com-parison with DOP.

DINP and DIDP plasticizers impart to finished prod-ucts following properties:

- increase of stability and strength under mechanical wear, so they can be used in flooring and furniture;

- increase of frost resistance and flexibility, which allows to use the products not only indoors, but also on the street over a longer period of time in the winter [15].

Unlike many phthalate plasticizers DIDP imparts to finished products stability at high temperatures, it is especially important in the production of cable com-pounds [16, 17].

Improved properties of finished products with using plasticizers DINP, DIDP are explained by the higher molecular weight of plasticizers and other physicochem-ical parameters (Table 2).

Use of DINP and DIDP plasticizers in the production of various grades cable PVC is more preferably com-pared with DOP, as the magnitude of electrical volume resistivity for DINP and DIDP is significantly higher than that for DOP.

Lower volatility of DINP and DIDP allows their use for the preparation of thermally stable compositions. Relative volatility plasticizer at 90 °C during 20 minutes is shown in Figure 3 [18].

Figure 3. Relative volatility of plasticizers at 90 °C during 20 minutes

DOP, DINP and DIDP are present in sufficiently high concentrations in flexible PVC films and sheets (from 30 to 45% wt.). These plasticizers have different effects on the durability of the product due to different rates of migration, which is directly related to the length of the carbon chains of plasticizer - the longer the chain, the polymer is more stable. DOP migrates faster from material because of the shorter carbon chains, so films and sheets, plasticized by DOP are easily recognized because of the pungent smell and the rapid loss of flexibility of the material. High quality plasticizers DINP and DIDP, which remain longer in the material, provide more stable characteristics of products (Figures 4, 5) [13].

Table 2. Comparison table of performance indexes of DOP, DINP and DIDP

Index Dioctyl phthalate (DOP) GOST

8728-881

Diisononyl phthalate (DINP)

Diisodecyl phthalate (DIDP)

Molecular weight 390,57 418,6 446,68Flash temperature, °С

205 >208 >210

Electrical volume resistivity at 20 °С, Ohm·sm

1,0·1011 2,0·1012 9·1012

Mass fraction of vol-atiles, %, less

0,1 0,022 0,03

Selfignition tempera-ture, °С

- 380 380

Saturated vapor pres-sure at 20 °С, 10-5 Па

- 6 5,1

1 – some performance indexes isn’t determined for DOP


2014, т. 12, № 2

Figure 4. Weight loss of the plasticized PVC by various phthalates, aged in an oven for 7 days at 100 °C

Figure 5. Weight loss of the plasticized PVC by various phthalates, aged in soapy water for 1 day at 75 °C

Around 95% of DINP and DIDP is used in PVC as plasticizers. The other remaining 5% is used for plastification of other polymers, and also for production of anti-corrosion paints, anti-fouling paints, lacquers, inks, adhesives and sealants [19].

Due to the increased stability and strength under mechanical deterioration, DINP and DIDP can be advantageously used in the manufacture of flooring, furniture, etc. Low volatility allows using of phthalates in articles with a large area of evaporation (vinyl wallpaper, films, tablecloths, etc.) [20].

Because of its high resistance to water extraction, DINP, DIDP are widely used in household goods that have direct contact with water (garden hoses, shower curtains, etc.), as well as items used in medicine [20].

Industrial production of DINP, DIDPPhthalate plasticizers DINP, DIDP are prepared by

esterification of phthalic anhydride by corresponding C9, C10 alcohol preferably in the presence of organometallic catalysts, in some technologies with using acids [21]. DINP and DIDP synthesis should be done at 20-30 % mole in excess of alcohol and in an inert atmosphere (e.g. nitrogen).

Esterification catalysts are selected from amphoteric organometallic compounds: carboxylates and chelate compounds of titanium, zirconium, tin, aluminum, and zinc. The most commonly used catalysts are [22-25]:

- n-butyl(isopropyl)titanate;

- tetra(isopropyl)ortho-titanate;- tetra(butyl)ortho-titanate.The esterification reaction occurs in two stages: 1) producing of monoisononyl- or monoisodecyl

phthalates using esterification of phthalic anhydride by isononyl or isodecyl alcohol:

where R - isononyl- or isodecyl-.The first step of the synthesis takes place at

temperatures 130-140 °C, without catalyst;2) esterification monoisononyl- or monoisodecyl-

phthalates by isononyl or isodecyl alcohol in the presence of catalyst:

where R - isononyl- or isodecyl-. Conversion of the monoester to diester is the second

step leading at temperature range of 180-250 °C [22-24] under reduced pressure, in the presence of an amphoteric organometallic catalyst. This reaction is limitative because it is slower than the reaction of the producing monoester. To shift the equilibrium towards formation of the ester, water formed during the reaction is removed from the reaction mixture with an excess of alcohol [26].

Esterification of phthalic anhydride by isononyl and isodecyl alcohol is similar to the esterification of phthalic anhydride by 2-ethylhexanol.

In contrast to the acid catalysts, using organometallic catalysts requires high temperature, because at low temperatures, the above catalysts are not active.

Mixture of butenes and propylene is feedstock of C9 and C10 alcohols, which is exposed to oligomerization for producing isooctens and isononens. DIMERSOL and OCTOL-process are the most famous oligomerization processes [27]. Obtained isooctens and isononens are hydroformylated in oxo-synthesis reaction into corresponding aldehydes, which then are hydrogenated to alcohols.

Schematic block-flow diagram for the production of DINP, DIDP is shown in Figure 6, which comprises the following steps:

- production of phthalic anhydride from o-xylene;- production of C8 and C9 olefins from propylene and

butenes in oligomerization or dimerization units;- production of higher alcohols: isononyl from C8

olefins and synthesis gas, isodecyl from C9 olefins and synthesis gas;


2014, т. 12, № 2

- production of commodity DINP, DIDP by esterification of phthalic anhydride by corresponding alcohol [26].

Butenesproduction

Propeneproduction

Synthesis gasproduction(СО+Н2)

С8 olefins production (dimerization)

С8-С9 olefins production

(oligomerization)

Synthesis gasproduction(СО+Н2)

Isononanolproduction

Phthalicanhydride

Isodecanolproduction

O-xylene production

DINPproduction

DIDPproduction

ButenesButenes

Propene

С8-olefinsС8-olefins

С9-olefins

IsononanolIsodecanol

DINP DIDP

Phthalicanhydride

O-xylene

Synthesis gas

Synthesis gas

Figure 6. Schematic block-flow diagram for the production of DINP and DIDP

Process for production of plasticizers DINP, DIDP on amphoteric organometallic catalyst consists of the following steps (Figure 7) [26, 27]:

1) production of esters - esterification of phthalic anhydride by isononyl or isodecyl alcohol;

2) removing the excess of alcohol;3) neutralization of the crude ester (removal of

unreacted monoalkyl phthalate) and the destruction of the catalyst;

4) washing with water; 5) steam stripping of volatile compounds;6) clarification and filtration of the final product.

Alcohol

Phthalic anhydride

Catalyst

1 2 3 4 5 6

Alcohol AlcoholAlcohol

Water AlkaliWater

Steam

Water+Catalyst Water Water

Plasticizer

Loam, coal

Precipitate

Wastewater

Figure 7. Schematic block-flow diagram of DINP, DIDP production on amphoteric catalyst

There are various technological schemes of DINP, DIDP plasticizers production.

Figure 8 shows the continuous reactor unit for the production of DINP, DIDP offered by company BASF, which is one of the leaders in the production of alcohols C9, C10 and the corresponding phthalate plasticizers [22, 23].

Unit involves the cascade of six reactors. The first reactor R-1 receives the phthalic anhydride and the catalyst (nitrogen isn’t shown on scheme). Alcohol feed is provided to each of the six reactors. Alcohol vapors and water formed during the esterification from the first four reactors through column C-1 are collected in the

vessel V-1 for separation. The aqueous layer is removed and the organic layer is fed into the vessel V-2, from V-2 alcohol is fed as reflux in C-1. Alcohol is returned to the reaction mixture from the bottom of C-1. Also, an organic phase goes from V-1, through the heat exchanger HE-2 to vessel for depressurization V-3. As a result of pressure relief, the organic phase is separated into vapor phase enriched in low boiling components, and liquid phase enriched in alcohol, which is returned in V-2.

The feature of the scheme is that the alcohol and water vapors from the last two reactors containing the least amount of water are fed into the reaction mixture of previous reactors (under fluid layer), bypassing the passage through column C-1. In the final reactor R-6 alcohol vapors are fed into the reaction mixture (30 cm below the surface of the reaction mass) through heat exchanger HE-1. This organization contributes to the removal of residual water.

Such scheme of esterification process has the following advantages:

- more complete removal of water from the recycle alcohol because of azeotrope passing through the column C-1;

- better removal of low boiling components from the recycle alcohol by heating the alcohol phase from the vessel V-1 in the heat exchanger HE-2 and single flash in V-3;

- gradual increase of conversion from the first to the last reactor;

- retention equal excess of alcohol in each reactor up to the end of the reaction;

- removal traces of water from the reaction zone using stripping by alcohol vapors, especially in the last reactors R-5 and R-6 of cascade.

Figure 9 presents the batch scheme of DINP, DIDP production, offered by engineering company TechnoBell Limited, in the presence of an organometallic catalyst [28].

Phthalic anhydride, alcohol and catalyst are fed to the reactor R-1 with continuous stirring and continuous nitrogen feed (nitrogen isn’t shown on scheme). Mixture of alcohol and water is cooled in condenser C-1 and separated in the separator S-1, and then the alcohol layer is returned to the reaction mixture.

In vessel V-1 equipped with a stirrer, an excess alcohol is distilled off under vacuum. The alcohol is cooled in C-2 and separated in S-2. The alcohol layer is returned to R-1. Water is removed from the bottom of separators S-1 and S-2.

After distillation stripping step, solution of sodium carbonate is fed for neutralization of the crude ester in V-1, after settling aqueous-salt layer is removed. The crude ester is fed to the tank for clarification TC-1 and then into the filter F-1. Finished plasticizer from F-1 comes to the store.


2014, т. 12, № 2

The main advantages of the process:- compact unit; - possibility of carrying out two stages (distillation

of excess alcohol and neutralization of the crude ester) in one vessel, as a consequence, reducing capital costs;

- reducing the consumption of water in the washing step of uncleaned plasticizers up to 90 %, and respectively, decreasing the amount of sewage.

Figure 10 shows the scheme for the batch production of DINP, DIDP made by project company International Process Plants, in the presence of toluene sulfonic acid [29].

Phthalic anhydride, alcohol and catalyst are fed to the reactor R-1 with continuous stirring and continuous nitrogen feed. Alcohol and water are cooled in the con-denser C-1 and separated in the separator S-1, and then the alcohol layer is returned to the reaction mixture.

The crude ester after neutralization and washing steps in neutralizers N-1, 2 enters to the column K-1 for

the distillation of excess alcohol, recycle alcohol from S-2 is returned to the reactor R-1. The crude ester from the bottom of K-1 is supplied to the intermediate filtra-tion to filter F-1, then crude ester is clarified by coal in the tank for clarification TC-1 and ester goes to the final filtration in the F-2.

The main advantages of the process:- use of cheaper toluene sulfonic acid catalyst com-

pared with an organometallic catalyst; - removal of volatile compounds from recycle alco-

hol in the separator S-2 using of an ejection system after the S-2.

Units for production DINP and DIDP using organo-metallic catalysts (in particular, organotitanium) are more effective because further processing steps of crude ester are simplified and amount of waste water is reduced [31].

C-1

R-1

HE-2

R-2R-3

R-4R-5

R-6

AC-1

V-1

HE-3

V-3

V-2

HE-1

Phthalic anhydride

Catalyst

Alcohol

WaterRecycle alcohol

Low-boiling components

Raw ester

Figure 8. The scheme for continuous production of DINP, DIDP (BASF company) R-1, 2, 3, 4, 5, 6 – reactors; C-1 – column; AC-1 – air cooler; V-1, 2 – vessels; HE-1, 2, 3 – heat exchangers; V-3 – vessel for pressure reduction


2014, т. 12, № 2

Conclusions Analysis of the Russian plasticizers

market showed that purchases of DINP and DIDP are already comparable with market capacity of DOP. Creating of own production of DINP, DIDP is inhibited by the deficit of raw materials source - isononyl and isodecyl alcohols which are imported in Russia.

Our country has its own production of phthalic anhydride. At full or partial replacement of DOP on DINP (DIDP), part of phthalic anhydride could be used to producing new types plasticizers DINP and DIDP.

Existing DOP production units (batch and continuous) can be recon-structed for production of new types phthalates. The variant of creating fun-damentally new units for DINP and DIDP issue should be also considered.

Implementation of DINP and DIDP plasticizers production in Russia will allow to use new types of plasticizers of domestic production for plasticizing PVC and other polymers as well as to accomplish expansion into Asian and European markets.

V-1TC-1

F-1

S-1 S-2

C-1 C-2

AC-1

R-1

Vacuum system

Steam

Condensate

Natural gas

Incinerator

OH-1

Recycle alcohol

Alcohol

Phthalic anhydride

Catalyst

Sodium carbonate

Water

Clarifying agent

Plasticizer

Water

Figure 9. Scheme for batch production of DINP, DIDP in the presence of organometallic catalyst R-1 – reactor; V-1– vessel for removing excess of alcohol; S-1, 2 – separators; TC-1 – tank for clarification; C-1, 2 – condensers; AC-1 – air cooler; OH-1 – oil heater; F-1 – filter

F-1 F-2

R-1N-1 N-2

T-1K-1

C-1

C-2

C-3

S-1

S-2

TС-1

Recycle alcohol

Catalyst

Nitrogen

Phthalic anhydride

Alcohol

Waste water Water

AlkaliSoda ash

Steam

Recycle alcohol Waste

water

Plasticizer

Figure 10. Scheme for batch production of DINP, DIDP in the presence of toluene sul-fonic acid catalyst

R-1 – reactor; N-1, 2 – neutralizers; T-1 – tank; K-1 – column; S-1, 2 – separators;C-1, 2, 3 – condensers; TC-1 – tank for clarification; F-1, 2 – filters


2014, т. 12, № 2

REFERENCES

1 Lazareva V.A., Kuchugurnyj V.E., Bortnikova E.A. Plasticizers: marketing review / GP «Cherkassy NIITJEHIM». Cherkassy, 2011. 478 p. [in Russian].

2 Regulation (EC) №1907/2006 of the European Parliament and of the council of 18 December 2006 // Official Journal of the European Union. (29.05.2007). P.146. URL: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2007:136:0003:0003:EN:PDF (review date: 11.12.13).


10-branched alkyl esters, C9-rich and di-“isononyl” phthalate (DINP): European Union Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB). - Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2003. - Volume 35. - 288 p. URL: http://echa.europa.eu/documents/10162/8fa0a07f-ec2a-4da6-bbe8-5b5e071b5c16 (review date: 11.12.13).

4 1,2-Benzenedicarboxylic acid, di-C8-10-branched alkyl esters, C9-rich and di-“isononyl” phthalate: Summary Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB). - 2003. - 19 p. U R L : h t t p : / / e c h a . e u r o p a . e u /documents/10162/0645f0cb-7880-4d23-acea-27b05ed7de39 (review date: 11.12.13).


11-branched alkyl esters, C10-rich and di-“isodecyl” phthalate: European Union Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB). - Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2003. - Volume 36. - 222 p. URL: http://www.didp-facts.com/upload/documents/document5.pdf (review date: 11.12.13).


11-branched alkyl esters, C10-rich and di-“isodecyl” phthalate: Summary Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB), 2003. - 19 p. URL: http://echa.europa.eu/documents/10162/b66cca3a-5303-455b-8355-63bf741e263b (review date: 15.12.13).

7 Evaluation of new scientific evidence concerning DINP and DIDP in relation to entry 52 of Annex XVII to Regulation (EC) №1907/2006 (REACH): Draft Review Report. - Version 3. - 312 p. - May 2012. URL: ht tp: / /echa.europa.eu/docu-ments/10162/13641/echa_review_dinp_and_didp_en.pdf (review date: 15.12.13).

8 Life Cycle Assessment of PVC and of principal competing materials, Commissioned by the European Commission: Final Report. - 325 p. - July 2004. URL: http://ec.europa.eu/enterprise/sectors/chemicals/files/sustdev/pvc-final_report_lca_en.pdf (review date: 11.12.13).

9 Global Plasticizer Update: materials of conf. SPI Flexible Vinyl Products Conference / Dr Steve Cullen. July 2012. URL: http://www.plasticsindustry.org/files/events/Stephen%20Cullen_Tuesday.pdf (review date: 16.12.13).

10 DINP and DIDP: materials of presen-tation / Ammie Bachman, ExxonMobil Biomedical Sciences. 2010. URL: http://www.cpsc.gov//PageFiles/126462/exxonD-INPDIDP.pdf (review date: 21.12.13).

11 The Official Journal of the European Union. 2006/C 90/04, (13. 04. 2006). URL: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:C:2006:090:0004:0028:EN:PDF (review date: 21.12.13).

12 The Official Journal of the European Union. 2008/C 34/01, (07. 02. 2008). URL: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:C:2008:034:0001:0033:EN:PDF (review date: 21.12.13).

13 Are the flexible PVC strips & sheets the same? Racing ahead for safety and envi-ronment focus on plasticizer and safety. June 2008. URL: http://www.refricentro.cl/destacados/biblioteca-tecn?task=document.viewdoc&id=57 (review date: 11.12.13).

14 Dugin A. Market evolution of PVC compounds: the first step - the gradual replacement of DOP on DINP, second - decrease of prices // HIMkurer. 2012. №15 (358). P. 20-21. [in Russian].

15 Polymer additives market - in dollars and kilograms // HIMkurer. 2012. №15 (358). P. 14-16. [in Russian].

16 Performance comparison of Bio-based Plasticizers with selected phthalate and non-phthalate alternatives in Wire & Cable Jacket application: materials of conf. International Wire & Cable Symposium. Proceedings of the 61st IWCS Conference / Manish K. Mundra, A. Ghosh-Dastidar, Robert F. Eaton, and Norman Chin. URL: http://iwcs.omnibooksonline.com/data/papers/2012/10-2.pdf (review date: 22.12.13).

17 Improvements in or relating to phthal-ate plasticiser esters /De Munck Nicolaas A., Gosse Claudius, Caers Raphael F.: pat. WO 2005021482. № PCT/EP2004/009357; filed 20.08.2004; release 10.03.2005, 42 p.

18 DOTP: alternative of ortho-phthalate plasticizers in flexible PVC compounds: materials of conf. PVC-2009. (15. 07. 2009) / Prikazchikov A.V., Stimpson M., Holt M.S. Moscow. 2009. URL: http://www.creonen-ergy.ru/upload/iblock/f5f/dotf%20aljternati-va%20orto-f talatnym%20plast i f ika-toram%20v%20gibkih%20pvh%20kom-paundah.%20a.v.%20prikazchikov,%20

Eastman%20Chemical.pdf (review date: 25.12.13). [in Russian].

19 Scientific Facts on Phthalate Di-isodecyl & Di-isononyl phthalates. URL: http://www.greenfacts.org/en/dinp-didp/ (review date: 26.12.13).

20 Uses of Phthalates and Other Plasticizers: materials / Allen Godwin. 26.07.2010. URL: http://www.cpsc.gov/PageFiles/126379/godwin.pdf (review date: 25.12.13).

21 Phthalic anhydride, and plasticizers based on it. Condition and prospects of pro-duction and consumption: inform.-analit. review / JSC «TSNIITENEFTEHIM», 2005. 43 p. [in Russian].




25 Sylling M. I, Laricheva T.N. Titanium compounds as catalysts for esterification and transesterification reactions // Progress of chemistry. 1996. № 65 (3). P. 296 – 304. URL: http://www.uspkhim.ru/ukh_frm.phtml?jrnid=rc&page=search (review date: 11.12.13) [in Russian].

26 Eco-profile of high volume commod-ity phthalate esters (DEHP/DINP/DIDP) / ECOBILAN. January 2001. URL: http://www.ecpi.org/upload/documents/webpage/document31.pdf (review date: 11.12.13).


28 Plasticizer. Process details / TechnoBell Limited. URL: http://www.tech-nobell.info/index.php?option=com_content&view=article&id=33&Itemid=147 (review date: 11.12.13).

29 Phthalate Plasticizers & Multi-Product Esters (MPE) / International Process Plants. URL: http://www.ippe.com/plants/600316/plasticizer_overview.pdf (review date: 11.12.13).

30 Plasticizers. URL: http://www.orion-chem.ru/catalog4.html (review date: 11.12.13). [in Russian].

31 Barshtejn R.S., Kirilovich V.I., Nosovskij Ju.E. Plasticizers for polymers. M.: chemistry, 1982. 200 p. [in Russian].


2014, т. 12, № 2


1 -Лазарева В.А., Кучугурный В.Е., Бортникова Е.А. Пластификаторы: марке-тинговый обзор / ГП «Черкасский НИИТЭХИМ». Черкассы, 2011. 478 с.

2 Regulation (EC) №1907/2006 of the European Parliament and of the council of 18 December 2006 // Official Journal of the European Union. (29.05.2007). P. 146. URL: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2007:136:0003:0003:EN:PDF (дата обращения: 11.12.13).


10-branched alkyl esters, C9-rich and di-“isononyl” phthalate (DINP): European Union Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB). - Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2003. - Volume 35. - 288 p. URL: http://echa.europa.eu/documents/10162/8fa0a07f-ec2a-4da6-bbe8-5b5e071b5c16 (дата обращения: 11.12.13).


10-branched alkyl esters, C9-rich and di-“isononyl” phthalate: Summary Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB). - 2003. - 19 p. U R L : h t t p : / / e c h a . e u r o p a . e u /documents/10162/0645f0cb-7880-4d23-acea-27b05ed7de39 (дата обращения: 11.12.13).


11-branched alkyl esters, C10-rich and di-“isodecyl” phthalate: European Union Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB). - Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2003. - Volume 36. - 222 p. URL: http://www.didp-facts.com/upload/documents/document5.pdf (дата обращения: 11.12.13).


11-branched alkyl esters, C10-rich and di-“isodecyl” phthalate: Summary Risk Assessment Report / European Commission – Joint Research Centre, Institute for Health and Consumer Protection, European Chemicals Bureau (ECB), 2003. - 19 p. URL: http://echa.europa.eu/documents/10162/b66cca3a-5303-455b-8355-63bf741e263b (дата обращения: 15.12.13).

7 Evaluation of new scientific evidence concerning DINP and DIDP in relation to entry 52 of Annex XVII to Regulation (EC) №1907/2006 (REACH): Draft Review Report. - Version 3. - 312 p. - May 2012. URL: ht tp: / /echa.europa.eu/docu-ments/10162/13641/echa_review_dinp_and_didp_en.pdf (дата обращения: 15.12.13).

8 Life Cycle Assessment of PVC and of principal competing materials, Commissioned by the European Commission: Final Report. - 325 p. - July 2004. URL: http://ec.europa.eu/enterprise/sectors/chemicals/files/sustdev/pvc-final_report_lca_en.pdf (дата обраще-ния: 11.12.13).

9 Global Plasticizer Update: materials of conf. SPI Flexible Vinyl Products Conference / Dr Steve Cullen. July 2012. URL: http://www.plasticsindustry.org/files/events/Stephen%20Cullen_Tuesday.pdf (дата обращения: 16.12.13).

10 DINP and DIDP: materials of presen-tation / Ammie Bachman, ExxonMobil Biomedical Sciences. 2010. URL: http://www.cpsc.gov//PageFiles/126462/exxonD-INPDIDP.pdf (дата обращения: 21.12.13).



13 Are the flexible PVC strips & sheets the same? Racing ahead for safety and envi-ronment focus on plasticizer and safety. June 2008. URL: http://www.refricentro.cl/destacados/biblioteca-tecn?task=document.viewdoc&id=57 (дата обращения: 11.12.13).

14 Дугин А. Эволюция рынка ПВХ-пластикатов: первый шаг – постепенное замещение ДОФ на ДИНФ, второй – сни-жение цен // ХИМкурьер. 2012. №15 (358). С. 20-21.

15 Рынок полимерных добавок – в долларах и килограммах // ХИМкурьер. 2012. №15 (358). С. 14-16.

16 Performance comparison of Bio-based Plasticizers with selected phthalate and non-phthalate alternatives in Wire & Cable Jacket application: materials of conf. International Wire & Cable Symposium. Proceedings of the 61st IWCS Conference / Manish K. Mundra, A. Ghosh-Dastidar, Robert F. Eaton, and Norman Chin. URL: http://iwcs.omnibooksonline.com/data/papers/2012/10-2.pdf (дата обращения: 22.12.13).

17 Improvements in or relating to phthal-ate plasticiser esters / De Munck Nicolaas A., Gosse Claudius, Caers Raphael F.: pat. WO 2005021482. № PCT/EP2004/009357; filed 20.08.2004; release 10.03.2005, 42 p.

18 Приказчиков А.В., Стимпсон М., Холт М.С ДОТФ: альтернатива орто-фта-латным пластификаторам в гибких ПВХ компаундах: материалы конф. ПВХ-2009. (15. 07. 2009). Москва. 2009. URL: http://www.creonenergy.ru/upload/iblock/f5f/dotf%20aljternativa%20orto-ftalatnym%20plastifikatoram%20v%20gibkih%20pvh%20kompaundah.%20a.v.%20prikazchikov,%20

Eastman%20Chemical.pdf (дата обращения: 25.12.13).

19 Scientific Facts on Phthalate Di-isodecyl & Di-isononyl phthalates. URL: http://www.greenfacts.org/en/dinp-didp/ (дата обращения: 26.12.13).

20 Uses of Phthalates and Other Plasticizers: materials / Allen Godwin. 26.07.2010. URL: http://www.cpsc.gov/PageFiles/126379/godwin.pdf (дата обраще-ния: 25.12.13).

21 Фталевый ангидрид и пластифика-торы на его основе. Состояние и перспек-тивы производства и потребления: информ.-аналит. материал / ОАО «ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ», М., 2005. 43 c.




25 Силлинг М.И., Ларичева Т.Н. Соединения титана как катализаторы реак-ции этерификации и переэтерификации // Успехи химии. 1996. № 65 (3). С. 296 – 304. URL: http://www.uspkhim.ru/ukh_frm.phtml?jrnid=rc&page=search (дата обраще-ния: 11.12.13).

26 Eco-profile of high volume commod-ity phthalate esters (DEHP/DINP/DIDP) / ECOBILAN. January 2001. URL: http://www.ecpi.org/upload/documents/webpage/document31.pdf (дата обращения: 11.12.13).


28 Plasticizer. Process details / TechnoBell Limited. URL: http://www.technobell.info/index.php?option=com_content&view=article&id=33&Itemid=147 (дата обращения: 11.12.13).

29 Phthalate Plasticizers & Multi-Product Esters (MPE) / International Process Plants. URL: http://www.ippe.com/plants/600316/plasticizer_overview.pdf (дата обращения: 11.12.13).

30 Пластификаторы. URL: http://www.orionchem.ru/catalog4.html (дата обраще-ния: 11.12.13).

31 Барштейн Р.С., Кирилович В.И., Носовский Ю.Е. Пластификаторы для полимеров. М.: Химия, 1982. 200 с.


2014, т. 12, № 2

D. I. Iagudina, Master Student, MTS 01-12-01 of the Group, FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian FederationЯгудина Д.И., магистрант, группа МТС 01-12-01 ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация e-mail: [email protected]

I. F. Sadretdinov Candidate of Chemical Sciences, Supervisor of Laboratory Problem Research LLС. “Research and Technology Center Salavatnefteorgsintez”, Salavat, the Russian FederationСадретдинов И.Ф., канд. хим. наук, начальник лаборатории проблемных исследований ООО «Научно-технический

центр Салаватнефтеоргсинтез», г. Салават, Российская Федерацияe-mail: [email protected]

I. A. Sultanbekova Candidate of Chemical Sciences, Leading Specialist of Laboratory Problem Research LLС. “Research and Technology Center Salavatnefteorgsintez”, Salavat, the Russian FederationСултанбекова И.А., канд. хим. наук, веду-щий специалист лаборатории проблемных исследований ООО «Научно-технический центр Салаватнефтеоргсинтез», г. Салават, Российская Федерацияe-mail: [email protected]

A. S. Alyabev, Candidate of Chemical Sciences, Deputy Director of Science and Production LLС “Research and Technology Center Salavatnefteorgsintez”, Salavat, the Russian FederationАлябьев А.С., канд. хим. наук, зам. дирек-тора по науке и производству ООО «Научно-технический центр Салават-нефтеоргсинтез», г. Салават, Российская Федерация

133Прикладные и академические исследования

2014, т. 12, № 2

УДК 004.891.3

РЕАЛИЗУЕМОСТЬ СИСТЕМ «ПРОДВИНУТОГО» УПРАВЛЕНИЯ И ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ НА ПРОИЗВОДСТВАХ ТЭКFEASIBILITY OF THE «ADVANCED» CONTROL AND SAFETY SYSTEMS IN EXTRACTION AND PROCESSING OF OIL AND GAS

Повышение эффективности управления и обеспечения безопасности нефтехи-мических производств связано с разработкой автоматических систем усовер-шенствованного управления (APC – Advanced Process Control & Optimization).Автором обсуждаются вопросы комплектования АРС систем подсистемами верификации данных, поступающих от датчиков технологических параметров, инструменты адаптации моделей для вычисления показателей качества продук-тов, методы оптимизации технологических режимов в реальном времени и методики оценки эффективности интеграции АРС систем в существующие автоматизированные системы управления технологическими процессами.Необходимость разработки перечисленных типов моделей предполагает невоз-можность стандартного решения задач управления или обеспечения безопас-ности (Advanced Process Control & Safety – APCS) без проведения исследова-тельских и (или) инжиниринговых работ.Под аббревиатурой «APCS» понимается широкий спектр методов и систем, применение которых позволяет решать одну или несколько «продвинутых» задач.Существует несколько вариантов толкования того, что следует понимать под «продвинутыми» системами управления и обеспечения безопасности. В част-ности, для задач автоматического управления качеством продукции и оптимиза-ции технологических режимов широко используется аббревиатура «АРС систе-мы» (APC – Advanced Process Control & Optimization). Наряду с понятием АРС систем, используется понятие МРС систем управления (Model Predictive Control) или систем предиктивного управления, IMC систем (Internal Model Control), многопараметрических систем управления, «умных», «интеллектуаль-ных» или «smart» систем.Для всех систем «продвинутого» оперативного (on-line) управления и обеспече-ния безопасности (СОБ) главный классификационный признак, который объе-диняет эти системы в один большой класс, это использование моделей раз-личного назначения.

Improving the efficiency of processes control and security petrochemical industries linked to the development of automatic systems for improved process control (APC - Advanced Process Control & Optimization).The article discusses the acquisition of APC systems subsystems verification data from sensors of technological parameters, tools adaptation models for the calculation of the products quality, methods of technological processes real-time optimization and methods of evaluating the effectiveness the integration from the integration of APC systems in existing automated process control systems.The need to develop these types of models involves the inability of standard control problems or security (Advanced Process Control & Safety - APCS) without conducting research and (or) engineering works.The abbreviation «APCS» shall mean the broad range of techniques and systems, the use of which allows us to solve one or more «advanced» tasksThere are several options for the interpretation of what is meant by» advanced» systems management and security. In particular, problems of automatic quality control and optimization of technological regimes commonly used abbreviation «ARS system» (APC – Advanced Process Control & Optimization). Along with the concept of ADR systems, using the concept of CRM management systems (Model Predictive Control) systems or predictive control, IMC systems (Internal Model Control), multivariable control systems, «smart», «intelligent» or «smart» systems.For all systems «advanced» operational (on-line) management and security (FDS) main classification feature that integrates these systems into one large class, it is the use of models for different purposes.

Веревкин А.П.,ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа, Российская Федерация

A.P. Verevkin,FSBEI НРЕ “Ufa State Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian Federation

Ключевые слова: усовершенствованное управ-ление, нефтепереработка, верификация данных, адаптация моделей, оценка эффективности.

Key words: аdvanced process control, refinery, data verification, adaptation models, evaluating the effective-ness.

ВведениеОсновным инструментом повышения экономиче-

ской эффективности автоматизированных техноло-гических комплексов при добыче и переработке нефти и газа является применение технологий «про-


2014, т. 12, № 2

двинутого» (усовершенствованного) управления и обеспечения безопасности.

В литературе [1,2,3] и других источниках суще-ствует несколько вариантов толкования того, что следует понимать под «продвинутыми» системами управления и обеспечения безопасности. В частно-сти, для задач автоматического управления каче-ством продукции и оптимизации технологических режимов широко используется аббревиатура «АРС системы» (APC – Advanced Process Control & Optimization). Наряду с понятием АРС систем, используется понятие МРС систем управления (Model Predictive Control) или систем предиктивного управления, IMC систем (Internal Model Control), многопараметрических систем управления, «умных», «интеллектуальных» или «smart» систем [4,5,6].

Для всех систем «продвинутого» оперативного (on-line) управления и обеспечения безопасности (СОБ) главный классификационный признак, кото-рый объединяет эти системы в один большой класс, это использование моделей различного назначения.

Модели, которые используются в таких системах [1,6,7,8,9], подразделяются на:

1. Модели динамики объектов управления, используемые для целей повышения качества пере-ходных процессов;

2. Модели объектов управления для расчета пока-зателей качества продуктов производства (ПК) пока-зателей технико-экономической эффективности (ТЭП), используемые для управления по ПК и опти-мизации ТЭП;

3. Модели диагностики исправности техниче-ских средств систем управления и обеспечения без-опасности, модели сведения материальных и энергетических балансов, а также верификации данных, циркулирующих в АСУТП;

4. Модели управляющих частей систем. Спектр моделей управляющих устройств весьма широк: от модифицированных типовых законов регулирования до адаптивных систем и систем поддержки принятия решений, использующих, как правило, методы и средства искусственного интеллекта;

5. Модели оперативной оптимизации технологи-ческих режимов.

Автором обсуждаются вопросы реализуемости основных задач «продвинутого» управления и обе-спечения безопасности с точки зрения структуры и функций, которые должны обеспечивать правильно построенные АСУТП.

1 Задачи «продвинутого» управления и обеспечения безопасности

Необходимость разработки перечисленных типов моделей предполагает невозможность стандартного решения задач управления или обеспечения безопас-ности (Advanced Process Control & Safety – APCS)

без проведения исследовательских и (или) инжини-ринговых работ.

Под аббревиатурой «APCS» будем понимать широкий спектр методов и систем, применение которых позволяет решать одну или несколько «про-двинутых» задач:

1. Оперативно, в реальном времени, обеспечи-вать поддержание показателей качества продуктов производства в заданных пределах и оптимизиро-вать работу технологических объектов либо по тех-нико-экономическим, либо экономическим кри териям эффективности [1, 2, 3, 4];

2. Обеспечивать оптимизацию качества переход-ных процессов в сложных динамических системах управления как необходимое условие обеспечения технико-экономической эффективности АСУТП [5,6,10];

3. Обеспечивать заданные (или допустимые) уровни безопасности и рисков аварий автоматизиро-ванных технологических комплексов (АТК) за счет применения методов и технологий предупреждения аварийных ситуаций путем верификации данных, диагностики, мониторинга и прогнозирования состояния технологического оборудования и средств управления, либо управления, направленного на минимизацию последствий аварийных событий [1,10,11,12].

С точки зрения системотехники, главным при построении APCS систем является вопрос об архи-тектуре и классификации задач и подсистем, кото-рым должна удовлетворять «правильно» или «хорошо» построенная (эффективная). Под «хоро-шими» здесь понимаются APCS системы, которые обеспечивают полноту функций управления и (или) обеспечения безопасности объекта и эффектив-ность (как правило, в экономических категориях) с учетом всех этапов жизненного цикла системы. В первую очередь речь идет об обеспечении практи-ческой работоспособности и экономической эффек-тивности APCS систем на этапе эксплуатации в условиях изменения технологии производства, характеристик объектов управления и целей управ-ления.

Изложим наш взгляд на главный вопрос: какие факторы необходимо учесть при построении «хоро-ших» APCS систем?

Для большинства технологических процессов функции систем управления (как правило, это рас-пределенные системы управления – РСУ или Distributed Control System, DCS) и функции систем обеспечения безопасности (СОБ) на уровне норма-тивной документации, а также при программно-тех-нической реализации, обычно разделяются. В частности, в России в соответствии с приказом № 96 от 11.03.2013 Ростехнадзора (ранее – Общие правила взрывобезопасности ПБ 09-540-03) предусматрива-ется автономность систем противоаварийной


2014, т. 12, № 2

защиты по отношению к РСУ. Поэтому APCS системы могут присутствовать как в составе РСУ, так и в СОБ. Первые две из перечисленных выше «продвинутых» задач связаны с РСУ, а третья – с СОБ.

Существенно, что некоторые функции обеспече-ния работоспособности АСУТП можно в равной степени отнести как к РСУ, так и СОБ. Например, функции диагностики исправности датчиков техно-логических параметров, мониторинга и прогноза состояния технологического оборудования и защиты от последствий неисправности.

Для решения первой и второй задач в составе APCS систем при минимальной функциональности должны быть такие элементы как:

- модели для вычисления ПК и (или) ТЭП;- модели для прогнозирования динамики поведе-

ния объекта либо по измеряемым, либо по вычисля-емым параметрам;

- модели формирования управляющих воздей-ствий по управлению процессом для поддержания ПК в заданных пределах и оптимизации ТЭП.

Для третьей задачи обеспечения безопасности и заданных уровней рисков основными подзадачами являются:

- диагностика внезапных и постепенных (функ-циональных) отказов и защита от последствий отка-зов;

- мониторинг и прогнозирование развития техно-логических ситуаций путем формирования инфор-мационных сигналов, на основе которых вручную или автоматизированно осуществляется управление процессами с целью предупреждения аварийных состояний технологических процессов;

- формирование управляющих сигналов или советов оператору, направленных на предупрежде-ние аварийных состояний технологических процес-сов, либо управлений, минимизирующих последствия аварийных событий;

- разработка структуры и элементов СОБ, обе-спечивающих заданные уровни рисков аварийных событий.

Несмотря на разнообразие задач управления и обеспечения безопасности можно говорить о неко-тором перечне обязательных (в соответствии норма-тивными документами) и рекомендуемых (для того, чтобы APCS системы были «хорошими») функций АСУТП и реализующих их элементов, которые обе-спечивают решение перечисленных задач.

К числу обязательных функций относятся:- функции поддержания технологических пара-

метров в заданных (допустимых) пределах;- функции дублирования каналов передачи

информации для целей обеспечения надежности РСУ и СОБ и соответствующих уровней рисков; в первую очередь, это касается особо опасных объек-тов и их параметров;

- функции защиты технологического процесса при возникновении аварийных или предаварийных состояний.

К числу рекомендуемых можно отнести следую-щие функции:

- верификации данных, поступающих с полевых средств автоматизации;

- исправления недостоверных данных, поступа-ющих с полевых средств автоматизации;

- оценка адекватности моделей реальному про-цессу;

- адаптация моделей в случае потери адекватно-сти моделей;

- оперативная оптимизация режимов работы тех-нологической установки по технико-экономическим или экономическим критериям

- реализации сценариев перевода технологиче-ского процесса в безопасные состояния с минималь-ными потерями показателей эффективности;

- поддержки принятия решений по управлению и (или) обеспечению безопасности.

«Желательность» наличия перечисленных функ-ций обосновывается следующим.

АСУТП, в составе которой интегрирована APCS система, практически всегда очень сложная система, как с точки зрения структуры, так и с точки зрения функциональности. Известно, что чем сложнее система, тем чаще в ней могут возникать сбои и отказы. Поэтому и в АСУТП, и в APCS системах отказы и сбои будут возникать обязательно, как бы ни были надежны элементы, из которых она состоит. Поэтому отказоустойчивость и ремонтопригодность являются обязательными свойствами, которыми должны обладать APCS системы.

APCS система и АСУТП в целом – это система, включающая в себя множество контуров обратной связи. Поэтому неисправности, возникающие даже в одном контуре, могут повлечь тяжелые послед-ствия (например, потерю устойчивости) для РСУ и (или) СОБ в целом. В связи с этим в составе АСУТП необходима автоматизированная подсистема оценки состояния элементов АСУТП, включая эле-менты APCS систем. С учетом того, что понятие функционального отказа предполагает субъекти-визм оценки, функция оценки состояния элементов системы должна быть реализована в виде отдель-ной подсистемы автоматизированного принятия решений.

Из изложенного следует, что в общем случае нельзя сделать «хорошую» систему не обеспечив выполнения, помимо обязательных, полного перечня рекомендуемых функций.

2 Архитектура «хорошей» APCS-системыТипичная архитектура распределенной иерархи-

ческой АСУТП в минимальной функциональной конфигурации приведена на рисунке 1. В соответ-


2014, т. 12, № 2

ствии с нормативными требованиями АСУТП имеет функциональное и аппаратное разделение на СОБ и РСУ. В свою очередь в РСУ могут быть выделены уровни подсистем «control» – уровень регулирова-ния технологических параметров (нижний уровень), и «SCADA» – уровень (верхний, диспетчерский уро-вень). На этом уровне вручную или, если в составе АСУТП есть APC-системы, автоматизировано осу-ществляется контроль и управление процессом с целью обеспечения качества продукции и, возможно, оптимизации ТЭП.

Рисунок 1. Архитектура АСУТП в конфигурации минимальной функциональности

Обязательной подсистемой СОБ является система противоаварийной защиты (СПАЗ). Через S1…..Sn на рисунке 1 обозначены контроллеры авто-матических систем регулирования (АСР) технологи-ческих параметров нижнего уровня (control). Через С1…..Сm обозначены контроллеры уровня SCADA. В случае если АСУТП решает задачи оперативной оптимизации ТЭП, отдельно может быть выделен контроллер P для целей оптимизации.

В приведенной конфигурации системы ПАЗ и РСУ можно классифицировать как обязательные для АСУТП, в которую может быть интегрирована АРС-система управления по качеству продукции и опти-мизации ТЭП. Однако отсутствие блоков, обес печивающих верификацию данных, адаптацию мо делей, оценку состояния элементов и подсистем не позволяет считать такую систему «хорошей» в силу непредсказуемости изменения ее состояния с течением времени.

На рисунке 2 приведена архитектура АСУТП, в которой интегрированы APCS-системы с развитой функциональностью. Кроме элементов АСУТП на рисунке 2 обозначены также элементы подсистем иерархически более высоких уровней. В частности, подсистема MES, как правило, является необходи-мым элементом АСУТП при решении оптимизаци-онных задач. Обозначены также подсистемы MRP, MRP II, ERP, которые относятся к уровню «manage-ment» (АСУП) и взаимодействуют с АСУТП через задание нормативных показателей технологического

регламента и показателей эффективности. Стрелками обозначены потоки информации между подсисте-мами.

Источником потенциальных проблем при управ-лении и обеспечении безопасности процессов явля-ется тот факт, что почти вся информация, посту пающая в АСУТП, MES-систему не верифици-руется.

Рисунок 2. Структура АСУТП с APCS-подсистемами

Это обуславливает, в том числе, риск попадания неверных данных на вход виртуальных анализаторов и контроллеров АСУТП и, как следствие, риск выве-дения ложных заключений автоматическим управля-ющим устройством или пользователем. Таким образом, при отсутствии надлежащей оперативной верификации данных на входе в подсистемы АСУТП степень адекватности ее работы (как и количество ложных предупреждений о нештатных ситуациях подсистемами мониторинга и прогнозирования зави-сит от достоверности циркулирующей в АСУТП информации [11].

В связи с изложенным первичной, весьма важной является задача разработки подходов (мето-дов) оперативной (в реальном времени) верифика-ции значений измеренных технологических параметров в условиях отсутствия дублирован-ных информационно-измерительных каналов. Это связано с тем, что информация с подавляющего большинства датчиков технологических параме-тров не дублируется. Исключение составляют дат-чики критических параметров, что обусловлено требованиями нормативной технической докумен-тации по промышленной безопасности, и датчики параметров, по которым одновременно осущест-вляются функции регулирования и ПАЗ (при выполнении условия, что аппаратно функции регу-лирования и защиты разведены).

Решение данной задачи позволяет поставить и решить ряд других задач, таких как автоматическая калибровка средств измерения, корректировки изме-ренных значений параметров, возможность управле-ния процессом при отказе датчиков.


2014, т. 12, № 2

3 Методы реализации элементов APCS-системНиже рассмотрены некоторые возможные

методы решения задач по формированию наиболее важных подсистем APCS систем в составе АСУТП.

3.1. Рассмотрим некоторые подходы к верифика-ции данных.

Наиболее известен метод верификации значений измеренных технологических параметров с помо-щью балансных моделей [12]. Данный подход огра-ничен множеством параметров расхода, для верификации которых имеется возможность создать адекватную балансную модель.

Менее известен подход к диагностике функцио-нальной исправности информационно-измерительных каналов, который использует идею информационной избыточности, достигаемой путем построения набора моделей вычисления (виртуальных анализаторов – ВА) одного и того же ПК на различных подмноже-ствах технологических параметров [1,11].

С точки зрения практической реализации мето-дов верификации, базирующихся на информацион-ной избыточности, основную трудность составляет выбор и формирование набора технологических параметров и показателей качества продуктов, на основе которых составляется прогноз значения вери-фицируемого параметра. То есть для каждого вери-фицируемого параметра технологического объекта необходимо составлять набор показателей, с кото-рыми он функционально или статистически связан. Этот этап выполняется на основе изучения физиче-ских, химических моделей процессов или привлече-ния эвристической информации о действующем объекте.

Существенно, что для верификации могут использоваться несколько моделей ВА одного и того же параметра, что повышает возможности и точ-ность верификации, а кроме того, позволяет повы-сить точность прогнозирования ПК.

Идея метода верификации измеренных параме-тров состоит в том, что на основе обработки вычис-ленных по различным моделям значений ПК выделяются модели, которые дают значения ПК, значимо отличающиеся от средних. Далее анализи-руется источник (параметр) возникновения значи-мой погрешности на основе сопоставления аргументов.

Исходя из предположения, что поток отказов дат-чиков – простейший, строится модель логических проверок, например, в виде продукционной системы (возможна реализация системы проверок в нейросе-тевом базисе). После выявления недостоверного параметра, полученного с датчика или в результате вычисления, соотношения в которых он использу-ется либо игнорируются, либо в базу данных поме-щается прогнозное значение, вычисленное по моделям.

3.2. Методы анализа адекватности моделей и адаптации моделей в случае установления факта неадекватности

Опыт применения математических моделей на практике показывает, что необходимо постоянно поддерживать их в актуализированном состоянии в связи с изменениями в структуре технологического процесса, номенклатуры производимой продукции, замены (добавления) контрольно-измерительной аппаратуры и других объективных причин. Данное обстоятельство диктует необходимость наличия у моделей такого свойства как адаптируемость в реальном времени.

Выполнение этого требования, с учетом трудно-стей сбора представительного статистического мате-риала и его обработки традиционными алгоритмами, методами нечеткой логики, нейросетевыми и гибридными технологиями, при получении и адап-тации моделей ВА наталкивается на очень большие трудности [7,8].

Причиной неадекватной работы одновременно нескольких моделей может быть как снижение сте-пени адаптации данных моделей к реальным усло-виям производства, так и происходящие изменения в технологическом процессе, не учтенные при син-тезе моделей.

В обоих случаях решением проблемы является переобучение моделей с использованием нового набора ретроспективных данных. Однако в общем случае для коррекции моделей или их переобучения требуется большой объем статистического материала, что сильно ограничивает возможности данного подхода.

В [13,14] изложен метод упрощенной коррекции моделей, который применим для достаточно боль-шого числа технологических процессов нефтепере-работки и нефтехимического синтеза.

Показано, что если в результате исследования модели М для вычисления некоторого показателя качества выявлено, что:

где ΔXpj (j = 1,…, m) – отклонения параметров технологического режима (измеряемых переменных модели) от некоторых базовых значений, при кото-рых идентифицировалась исходная модель, ΔYi (i = 1,…, n) – отклонения переменных состояния (вну-тренних, оперативно неизмеряемых переменных таких, например, как качество сырья, величины, кон-центрации и составы потоков) от некоторых базовых значений, при которых идентифицировалась исход-ная модель, то коррекция может быть проведена путем изменения смещения (независимой кон-станты) модели по минимальному набору данных,


2014, т. 12, № 2

например, одному значению лабораторного анализа. Изложенный метод был успешно применен для адаптации моделей и управления процессом произ-водства синтетических каучуков [14].

3.3. Методы оптимизации в реальном времени.Оптимизация технологических режимов в реаль-

ном времени является весьма сложной задачей даже для статических или квазистатических режимов. А методы решения задачи оптимизации в оперативном режиме представлены в небольшом числе работ [5,10].

Приведем основные идеи по оптимизации техно-логических режимов в реальном времени при огра-ничениях на показатели безопасности.

Для удобства изложения и с учетом практической реализуемости метода дискретизируем состояние процесса, т.е. будем считать, что в пространстве тех-нологических параметров объект имеет конечное число состояний. В этом случае повышение эффек-тивности производства по ТЭП с учетом оценки риска аварии можно описать как последовательность решения следующих задач:

1. Определение конечного множества альтерна-тив управлений, обеспечивающих заданные ПК получаемых продуктов.

Решение первой задачи может рассматриваться как задача моделирования технологического про-цесса для целей расчета ПК получаемых продуктов с применением «формальных» (например, регресси-онных) моделей и определение параметров техноло-гического режима, обеспечивающих заданные значения ПК.

2. Расчет технологической себестоимости про-дукта как функции каждой из альтернатив управле-ния.

Решение второй задачи (оценка технологической себестоимости продукта как характеристики множе-ства альтернатив управления) связано с определе-нием удельной стоимости управляющих воздействий для независимых параметров моделей расчета ПК. Учитывая нелинейный характер связей между рас-ходом энергоресурсов, стоимость которых оценива-ется в абсолютных значениях, и режимными параметрами состояния объекта решение данной задачи на полных диапазонах варьирования управ-лений требует применения достаточно сложных, в частности, ситуационных моделей. При относи-тельно небольших отклонениях режимов от базовых нелинейностью связей можно пренебречь и в этом случае задача моделирования существенно облегча-ется.

3. Выбор управления, обеспечивающего приве-дение показателя качества к заданному значению с минимальной стоимостью реализации.

4. Оценка риска возникновения аварии при выбранной альтернативе управлений и принятие решения о применении управления.

Решение четвертой задачи, т.е. оценку риска аварии в случае выбора соответствующего управле-ния, можно связать с оценкой изменения вероятно-сти (риска) аварии R. Например, если ввести в рассмотрение показатель (меру), который определя-ется как величина обратно пропорциональная «рас-стоянию» технологических параметров до критических значений, то этот показатель можно связать с величиной вероятности аварии, которая выступает в роли ограничения. Варианты управле-ний, при которых показатель или вероятность пре-вышены, отбрасываются, и выбирается следующее альтернативное управление.

В общем случае, когда необходимо учитывать ограничения по нескольким ПК технический риск можно связать с «расстояниями» до критических значений в виде некоторой функции в терминах нечетких множеств, а вид и параметры функции назначить на основе экспертных суждений техноло-гов, обслуживающих установку.

Применение описанной процедуры циклически (приблизительно раз в 10–30 мин.) в конце концов, приведет к тому, что будет выбран технологический режим, при котором выполняются ограничения по ПК и допустимым рискам достижения аварийных состояний, и в тоже время этот режим будет соот-ветствовать минимальной себестоимости произво-димой продукции.

Предположение о том, что данная оптимизацион-ная процедура выполняется в окрестности некото-рого базового режима, практически гарантирует, что она не попадет в один из локальных экстремумов.

Подход может быть использован для оператив-ного определения оптимального технологического режима подготовки и переработки нефтяного сырья по критерию минимальной технологической себе-стоимости продукта.

Выводы1. Рассмотрены системные проблемы построения

APCS систем и их интеграции в АСУТП. Показано, что для обеспечения работоспособности и эффек-тивности функционирования APCS систем в струк-туру АСУТП необходимо интегрировать подсистемы верификации, исправления данных и адаптации моделей оценки показателей качества.

2. Приведены сведения о перспективных методах верификации данных и адаптации моделей.

3. Рассмотрен подход к оперативной оптимиза-ции технологических режимов по ТЭП с учетом рисков возникновения предаварийных ситуаций.


2014, т. 12, № 2


1 Технология, экономика и автома-тизация процессов переработки нефти и газа /Ахметов С.А. [и др.] М.: Химия, 2005. 735 с.

2 Дозорцев В.М., Э.Л. Ицкович, Д.В. Кнеллер. Усовершенствованное управле-ние технологическими процессами (АРС): 10 лет в России. //Автоматизация в про-мышленности. 2013. № 1. С. 12-19.

3 Terrence Blevins, Willy K. Wojsznis, Mark Nixon. Advanced Control Foundation: Tools, Techniques and Applications. ISA. 2012. 556 p.

4 Ansari, R.M., Bawardi, K.M. Multivariable control and advanced monitoring: Applications to hydrocracking process. //Saudi Aramco Journal of Technology, June 2006, 33-37.

5 Campos, M. , Teixeira, H., Liporace, F., Gomes, M. Challenges and problems with advanced control and optimization technologies (Conference Paper). 7th IFAC International Symposium on Advanced Control of Chemical Processes, ADCHEM’09; Istanbul; Turkey; 12 July 2009 through 15 July 2009; Code 85828. Volume 7, Issue Part 1, 2009.Р. 1-8.

6 Closed loop dynamic optimization of a petroleum refinery process (Conference Paper) /Aho M. и др. //IFAC Workshop on Control Applications of Optimization, CAO’09; Jyvaskyla; Finland; 6 May 2009 through 8 May 2009; Code 85830. Volume 7, Issue Part 1, 2009, 257-262

7 Zhao, H., Harmse, M., Zheng, Q., Campbell, J. Improved closed-loop subspace identification technology for adaptive modeling and APC sustained value (Conference Paper) //AIChE Spring Meeting and 8th Global Congress on Process Safety, Houston, TX; United States; 1 April 2012 through 5 April 2012, 1

8 Васильев В.И., Ильясов Б.Г. Интеллектуальные системы управления. Теория и практика: учеб. пособие. М.: Радиотехника, 2009. 329 с.

9 Веревкин А.П., Калашник Д.В., Хуснияров М.Х. Оперативное управление процессом производства полиэтилена по показателю качества (индексу расплава) // Территория Нефтегаз. 2013. № 5. С. 12–16.

10 Оптимизация управления техноло-гическими процессами переработки нефти по показателям технико-экономической эффективности (на примере висбрекинга гудрона) /Веревкин А.П. [и др.] //Территория Нефтегаз. 2013. №5. С. 18-22

11 Веревкин А. П., Слетнёв М. С. Усовершенствованное управление (APC)

нефтехимическим производством на осно-ве многоуровневой нейросетевой системы поддержки принятия решений // Нефтегазовое дело. 2012. №10, № 2. С. 61-64

12 Анализ баланса потоков жидкости в инженерных сетях нефтегазодобываю-щих предприятий / Слепян М.А. [и др.] Уфа: Монография, 2002. 120 с.

13 Веревкин А.П., Кирюшин О.В., Уразметов Ш.Ф. Управление процессом сополимеризации этиленпропиленовых каучуков по показателю качества продукта //Нефтегазовое дело. 2012. Т. 10, №4. С. 121-124.

14 Метод адаптации моделей опера-тивной оценки показателей качества нефтехимических производств (на приме-ре производства этиленпропиленовых кау-чуков) /Веревкин А.П. [и др.] // Нефтегазовое дело. 2013. Т. 11, №4. С. 127-133.

REFERENCES1 Tehnologiya, ekonomika i

avtomatizaciya processov pererabotki nefti i gaza /Ahmetov S.A. i dr. M.: Himiya, 2005. 735 s. [in Russian].

2 Dozorcev V.M., E.L. Ickovich, D.V. Kneller. Usovershenstvovannoe upravlenie tehnologicheskimi processami (ARS): 10 let v Rossii. //Avtomatizaciya v promyshlennosti. 2013.№ 1. S. 12-19. [in Russian].

3 Terrence Blevins, Willy K. Wojsznis, Mark Nixon Advanced Control Foundation: Tools, Techniques and Applications. ISA. 2012. 556 p. [in English].

4 Ansari, R.M., Bawardi, K.M. (2006). Multivariable control and advanced monitoring: Applications to hydrocracking process. //Saudi Aramco Journal of Technology, June 2006. Р.33-37. [in English].

5 Campos, M. , Teixeira, H., Liporace, F., Gomes, M. Challenges and problems with advanced control and optimization technologies (Conference Paper). 7th IFAC International Symposium on Advanced Control of Chemical Processes, ADCHEM’09; Istanbul; Turkey; 12 July 2009 through 15 July 2009; Code 85828. Volume 7, Issue Part 1, 2009, 1-8. [in English].

6 Closed loop dynamic optimization of a petroleum refinery process (Conference Paper) /Aho M. i dr. //IFAC Workshop on Control Applications of Optimization, CAO’09; Jyvaskyla; Finland; 6 May 2009 through 8 May 2009; Code 85830. Volume 7, Issue Part 1, 2009, 257-262.[in English].

7 Zhao, H., Harmse, M., Zheng, Q., Campbell, J. Improved closed-loop subspace identification technology for adaptive modeling and APC sustained value (Conference Paper) //AIChE Spring Meeting and 8th Global Congress on Process Safety, Houston, TX; United States; 1 April 2012 through 5 April 2012., 1[in English].

8 Vasil’ev V.I., Il’yasov B.G. Intellektual’nye sistemy upravleniya. Teoriya i praktika: uchebnoe posobie. M.: Radiotehnika, 2009. 329 s. [in Russian].

9 Verevkin A.P., Kalashnik D.V., Husniyarov M.H. Operativnoe upravlenie processom proizvodstva polietilena po pokazatelyu kachestva (indeksu rasplava) // Territoriya Neftegaz. 2013. № 5. S. 12-16. [in Russian].

10 Op t imizac iya up rav len iya tehnologicheskimi processami pererabotki nefti po pokazatelyam tehniko-ekonomicheskoi effektivnosti (na primere visbrekinga gudrona) /Verevkin A.P. i dr. //Territoriya Neftegaz.№5. Izd-vo «Kamelot Pablishing». M. 2013 g. S. 18-22[in Russian].

11 Verevkin A. P., Sletnev M. S. Usovershenstvovannoe upravlenie (APC) neftehimicheskim proizvodstvom na osnove mnogourovnevoi neirosetevoi sistemy podderzhki prinyatiya reshenii // Neftegazovoe delo. 2012. №10, № 2. S. 61-64.

12 Analiz balansa potokov zhidkosti v inzhenernyh setyah neftegazodobyvayushih predpriyatii / M.A. Slepyan i dr. Ufa: Monografiya, 2002. 120 s. [in Russian].

13 Verevkin A.P., Kiryushin O.V., Urazmetov Sh.F. Upravlenie processom sopolimerizacii etilenpropilenovyh kauchukov po pokazatelyu kachestva produkta //Neftegazovoe delo. 2012. T. 10, №4. S. 121-124.

14 Metod adaptacii modelei operativnoi o cen k i p o k aza t e l e i k ach es tv a neftehimicheskih proizvodstv (na primere proizvodstva etilenpropilenovyh kauchukov) /Verevkin A.P. i dr. // Neftegazovoe delo. 2013. T. 11, №4. S. 127-133.

Веревкин А.П., д-р техн. наук, проф., заве-дующий кафедрой «Автоматизация тех-нологических процессов и производств» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияA.P. Verevkin, Doctor of Engineering Sciences, Professor, Head of the Chair «Technological Processes and Productions Automation» FSBEI HPE « Ufa State Petroleum Technological University», Ufa, the Russian Federation e-mail: [email protected].


2014, т. 12, № 2

УДК 544.023.25

АСМ – ИССЛЕДОВАНИЯ ДЕФОРМИРОВАННОГО ЭЛАСТОМЕРА AFM STUDY OF DEFORMED ELASTOMER

Поиск новых материалов в промышленности остается актуальным на сегодняш-ний день. В последнее время интенсивно развивается производство и примене-ние эластомеров, способных к большим обратимым деформациям. К числу таких полимеров относится достаточно новый эластомер синдиотактический 1,2-полибутадиен (1,2-СПБ). Эластомер является перспективным для использо-вания в различных областях техники, где требуется хорошее сочетание пласти-ка, а также как присадки в полимерные материалы. В настоящей работе приво-дятся результаты исследования эластомера (1,2-СПБ), который был впервые получен японскими учеными Дж. Наттой и Коррадини. Корпорация JapanSyntheticRubber (JSR) (япония) получает 1,2-СПБ с 90% содержанием 1,2-звеньев и низкой степенью кристалличности (15-30%). В России, где полу-чение 1,2-СПБ освоено относительно недавно, разработаны опытные партии полимера с содержанием 1,2-звеньев более 85% и кристалличностью 20-50%. Реально этот эластомер представляет собой композицию нанокристаллов и аморфной фазы. Новым методом в изучении структуры эластомера является атомно-силовая микроскопия (АСМ), которая имеет экстремальное разрешение во всех трёх направлениях. Разрешение микроскопов – доли нанометров, что позволяет наблюдать и атомы. АСМ является широко используемым прибором для исследований в различных областях науки. С помощью атомно-силовой микроскопии снято изображение поверхности деформированного эластомера 1,2-СПБ, позволяющее анализировать структуру самых разных твердых матери-алов – полимеров, стекла, керамики, пластиков, металлов, полупроводников. Рассмотрены основные химические и физико-механические свойства, структура синдиотактического 1,2-полубутадиена. Обсуждаются условия образования пластинчатой пространственно упорядоченной структуры при деформации синдиотактического 1,2-полибутадиена.

Search of new materials in industry remains relevant today. Recently intensively production and application of the elastomers capable to big reversible deformations develops. Rather new elastomer syndiotactic 1,2-polybutadiene (1,2-SPB) is among such polymers. The elastomer is perspective for use in various areas of equipment requiring a good combination of plastic and as an additive in polymer materials.This paper presents the results of study of the elastomer (1,2-SPB) which was first obtained by Japanese scientists G. Natta and Corradini. Corporation JapanSyntheticRubber (JSR) (Japan) obtains 1,2-SPB with content of 90% 1,2-bonds and low degree of crystallinity (15-30%). In Russia, where getting of 1,2-SPB mastered relatively recently, developed experimental batches of polymer with a content of 1,2-bonds more than 85% and crystallinity 20-50%. Really this elastomer represents composition of nanocrystals and an amorphous phase. New method in studying of structure of an elastomer is atomic force microscopy (AFM) which has extreme resolution in all three directions. Resolution of microscopes are share of nanometers that allows to observe atoms. AFM is a widely used instrument for research in various fields of science. By means of atomic force microscopy image of deformed elastomer 1,2-SPB surface was taken, which allows to analyze structure many different hard materials – polymers, glasses, ceramics, plastics, metals, semiconductors. The basic chemical and physical properties, the structure of syndiotactic 1,2-polybutadiene was observed. The conditions of formation of spatially ordered lamellar structure at deformation of syndiotactic 1,2-polybutadiene are discussed.

Рахматуллина Р.Г, Аминова Г.К., Куватов З.Х., Тимофеев А.А.,

Фаттахова А.М., Буйлова Е.А.,ФГБОУ ВПО «Уфимский


Российская ФедерацияФГБОУ ВПО «Башкирский

государственный университет»,г. Уфа, Российская Федерация

R.G. Rakhmatullina, G.K. Aminova, Z.H. Kuvatov,

A.A. Timofeev, A.M. Fattakhova, E.A. Buylova,

FSBEI НРЕ “Ufa State Petroleum Technological University”, Ufa,

the Russian FederationFSBEI НРЕ “Bashkir State University”,


Ключевые слова: атомно-силовая микроскопия, деформированный эластомер, нанокристаллиты, первый фазовый переход, фаза (mph).

Key words: atomic force microscopy, deformed elastomer, nanocrystals, the first phase transition, phase (mph).

Полимер синдиотактический 1,2-полибутадиен имеет стереорегулярное строение с расположением (–CH=CH2) по обе стороны молекулярной цепи. В молекулярной цепи 1,2-СПБ попеременно череду-ются асимметричные атомы углерода D- и L- конфи-гурации (рисунок 1,а). Отметим, что различные

звенья 1,4- присоединения (рисунок 1,б), образую-щиеся случайным образом в структуре 1,2-СПБ, уменьшают степень кристалличности полимера.

CH2

C

CH2

CCH2

C

CH2

CCH2

C

CH H CH H CHH2C H2C H2C

H CH H CH H

CH2 CH2

а)

CH2

C

CH

H2C

CH2

C

C

CH2

CH2

C

CH2

C

CH

H2C

CH

H

HH

1,4-çâåí î

H H

CH2

б)Рисунок 1. Строение 1, 2 – СПБ: а) 1, 2 – звенья; б) 1, 2 – и 1,4 –

звенья


2014, т. 12, № 2

Благодаря стереорегулярному строению 1,2-СПБ имеет высокие физико-химические и механические показатели, а наличие в структуре виниловых групп объясняет его высокую реакционную способность. Поэтому 1,2-СПБ и находит широкое применение в резинотехнической, медицинской и пищевой про-мышленности [1–4].

В промышленности чаще всего используют 1,2-СПБ со средними значениями кристалличности (15-30%), так как в этом случае полимер занимает промежуточное положение между пластиком и рези-ной, легко перерабатывается обычными способами. Наиболее подходящие в этом отношении марки RB (корпорация JSR) и СПБ-9 (Ефремовский завод), отличительными свойствами которых являются: лег-кость как у каучуков и стойкость к скольжению, эла-стичность, адгезия, газовая проницаемость и прозрачность, низкая Тпл и вязкость расплава по сравнению с каучуками, способность формоваться без использования пластификаторов, высокая проч-ность не вулканизированной резины [5-6].

В таблице 1 показаны физико-химические харак-теристики полимера 1,2-СПБ двух марок: СПБ-9 и RB-830.

Таблица 1. Физико-химические характеристики марок 1,2-СПБ№ п/п

Показатели Марки полимера 1,2-СПБ

СПБ-9(Ефре мовс-

кийзавод СК)

RB830(Корпорация

Japan Synthetic Rubber)

1 Средневесовая молеку-лярная масса, Mw(·103)

116,6 120

2 Плотность при 20°С (г/см3)

0,881 0,909

3 Содержание 1,2-звеньев (%)

83 93

4 Синдиотактичность (%) 53 80-905 Кристалличность (%) 18 296 Тпл (°С) 95 1057 Тхр (°С) -18 -358 δ300% (МПа) 3,2 7,89 δр (МПа) 5,8 12,710 Удлинение при разрыве,

εр (%)860 670

Как видно из табличных данных, 1,2–СПБ марки RB-830 значительно превосходит по показателям СПБ-9. Физико-механические свойства 1,2-СПБ очень сильно зависят от степени кристалличности. Высо кокристаллический полимер (70-80%) является хорошим пластиком, имеет Тпл (200-215 °С) и не раст воряется в органических растворителях, что существенно ограничивает возможности его пере-работки [7].

Целью работы является исследование физико-механических свойств деформированного эласто-мера методом АСМ.

Деформационные свойства эластомера исследо-вали на установке «ZM-40», предназначенной для деформации материалов при нагрузках в пределах 0-40 МПа (±0,1 МПа). Одноосное растяжение про-водилось при температуре 20±2 °С.. При этом эла-стомер теряет прозрачность и окрашивается в молочно – белый цвет, что соответствует формиро-ванию при деформации новой фазы, названной milk phase (mph) (рисунок 2) [8].

100% 300% 550% 650%Рисунок 2. Образование фазы «milk phase»: микрофотографии

пленок на различных этапах деформации (%)

Новым методом в изучении структуры эласто-мера является атомно-силовая микроскопия (АСМ), которая имеет экспериментальное разрешение во всех трех направлениях. АСМ-измерения были выполнены с использованием многомодового микро-скопа Solver P47-SPM-MDT при комнатной темпера-туре и при нормальных условиях окружающей среды. АСМ использовалась в полуконтактном режиме. Резонансная частота контилевера состав-ляла 260 кГц. Продолжительность получения одного АСМ-изображения примерно 30-40 мин. Ска ни-рование проводилось путем уменьшения площади сканирования, но в тоже время с увеличением самого АСМ-изображения.

В качестве подложки была использована слюда. При этом надо заметить, что подготовка подложки играет важную роль. Для получения качественных АСМ-изображений образец должен наноситься на атомарно гладкую поверхность, для чего использу-ется свежий скол слюды.

Образец помещался между двумя плоскими пла-стинами (подложками), образуя так называемую ячейку, при этом толщина плоскопараллельного слоя составляла 15 мкм. Далее эта ячейка нагревалась до температуры просветления Тс и охлаждалась до тем-пературы Т=296 К, затем верхняя пластинка убира-лась, после этого подложка со слоем смеси снова нагревалась до температуры просветления и охлаж-далась до наступления стеклообразного состояния [9].

На рисунке 3 приведено АСМ-изображение поверхности деформированного эластомера. Отметим, что при деформации простого растяжения


2014, т. 12, № 2

происходит ещё один структурный переход – обра-зование слоистой фазы, который, видимо, является аналогом перехода Хельфриха-Юро в слоевых (смектических) жидких кристаллах. Об этом свиде-тельствуют изображения плёнок 1,2-СПБ в состоя-нии фазы (mph), полученные с использованием атомно-силовой микроскопии (АСМ) в полуконтакт-ном режиме (рисунок 3). Кристаллы эластомера имеют характерную пластинчатую форму. Длинная молекула полимера, имеющая много тысяч звеньев, многократно перегибается, образуя прямолинейные участки одинаковой длины порядка 100-150 À. Так образуется слой кристалла.

Выводы В заключение отметим, что метод атомно-сило-

вой микроскопии позволяет наиболее глубоко изу-чить физико-механические, химические свойства эластомера, структуру, поверхностное строение. Очень важным является правильный выбор режима сканирования и подложки, наиболее подходящим для эластомеров является прерывисто-контактный или полуконтактный режим.

Изучены новые термодинамические стабильные состояния частично-кристаллического полимера 1,2-синдиотактического полибутадиена, возникаю-щие при продольной деформации. Можно утверж-дать, что полимеры 1,2-СПБ и смектические жидкие кристаллы объединяет наличие фазового перехода I рода – образование нанокристалличе-ских структур.


1 Crystallization behavior of syndiotac-tic and atactic 1,2-polybutadiene blends /Cai J. [i dr.] // Polymer International. 2004. Vol. 53. P.11-27.

2 Равновесные размеры сегментов в на нокристаллах синдиотактического 1,2-поли бутадиена /Чувыров А.Н. [и др.] // Баш кирский химический журнал. 2012. Т.19. № 3. С.25-28.

3 Квантовохимическое моделирова-ние микроструктуры синдиотактического 1,2- полибутадиена / Кинзябулатов Р.Р. [и др.] // Башкирский химический журнал. 2009. Т. 16. № 2. С.167–168.

4 Bulk properties of syndiotactic 1,2-polybutadiene. I. Thermal and viscoelas-tic properties /Obata Y. [i dr.] // Polymer Journal. 1975. Vol. 7. № 2. P.207-216.

5 Bulk properties of syndiotactic 1,2-polybutadiene. II. Mechanical properties of uniaxially and biaxially stretched films in relation to molecular orientation /Obata Y. [i dr.] // Polymer Journal. 1975. Vol. 7. № 2. P.217-227.

6 Вязкоупругие и реологические свойства синдиотактического 1,2-полибу-тадиена /Абдуллин М.И. [и др.] // Журнал прикладной химии. 2007. Т.80. № 11. С.1913-1917.

7 Методы СЗМ исследований поли-меров /А.М. Алексеев [и др.] // Соро сов-ский образовательный журнал. 1998. № 3. С .75-78.

8 Фазовые переходы в сегнето элек-три ческих кристаллах с дефектами /Стру-ков Б.А. [и др.] // Соросовский образова-тельный журнал. 1996. № 12. С.95-100.

9 АСМ – исследования холестериче-ского жидкого кристалла в стеклообразном состоянии / Куватов З.Х. [и др.] // Вестник БашГУ. 2005. № 2. С.27-29.

REFERENCES1 Crystallization behavior of syndio-

tactic and atactic 1,2-polybutadiene blends /Cai J. [i dr.] // Polymer International. 2004. Vol. 53. P.11-27. [in English].

2 Ravnovesnye razmery segmentov v nanocristallakh sindiotacticheskogo 1,2-polibutadiena /Chuvyrov A.N. [i dr.] // Bashkirskii khimicheskii zhurnal. 2012. T.19. № 3. S.25-28. [in Russian].

3 Kvantovokhimicheskoe modeliro-vanie mikrosnruktury sindiotacticheskogo 1,2-polibutadiena /Kinzyabulatov R.R. [i dr.] // Bashkirskii khimicheskii zhurnal. 2009 . T. 16. № 2. S.167-168. [in Russian].

4 Bulk properties of syndiotactic 1,2-polybutadiene. II. Mechanical properties of uniaxially and biaxially stretched films in relation to molecular orientation /Obata Y. [i dr.] // Polymer Journal. 1975. Vol. 7. № 2. P.217-227. [in English].


6 Vyazkouprugie i reologicheskie svoi-st va sindiotacticheskogo 1,2- polibutadiena /Abdullin M.I. [i dr.] // Zhurnal prikladnoi khimii. 2007. T. 80. № 11. S.1913-1917. [in Russian].

7 Metody SZM issledovanii polimerov /Alek seev A.M. [i dr.] // Sorosovskii obrazo-vatelnyi zhurnal. 1998. № 3. S.75-78. [in Russian].

8 Phazovye perekhody v seg netoje-lectricheskikh kristallakh s defektami. /Stru-kov B.A. [i dr.] // Sorosovskii obrazovatelnyi zhurnal. 1996. № 12. S.95-100. [in Russian].

9 AFM - research of cholesteric liquid crystal in the glassy state / Kuvatov Z.H. [i dr.] // Vestnik BSU. 2005. № 2. S.27-29. [in Russian].

Рахматуллина Р.Г., канд. физ.- мат. наук, ст. преподаватель кафедры «Прикладная химия и физика» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерацияe-mail: [email protected]. Rakhmatullina, Candidate of Physical and Mathematical Sciences, Senior Lecturer of the Chair “Applied Chemistry and Physics” FSBEI НРЕ “Ufa State Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian Federation

Аминова Г.К., д-р техн. наук, профессор кафедры «Прикладная химия и физика» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г.Уфа, Российская ФедерацияG.K. Aminova, Doctor of Engineering Sciences, Professor of the Chair “Applied Chemistry and Physics” FSBEI НРЕ “Ufa

Рисунок 3. АСМ-изображение поверхности деформированного полимера


2014, т. 12, № 2

State Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian Federation

Куватов З.Х., канд. физ.-мат. наук, до цент кафедры «Общая физика» ФГБОУ ВПО БашГУ, г.Уфа, Российская Фе дерацияZ.H. Kuvatov, Candidate of Physical and Mathematical Sciences, Associate Professor of the Chair “General Physics” FSBEI НРЕ “Bashkir State University”, Ufa, the Russian Federation

Тимофеев А.А., доц. кафедры «Прикладная математика и механика» ФГБОУ ВПО

«Уфимский государственный нефтяной технический университет», Уфа, Российская ФедерацияA.A. Timofeev, Professor of the Chair “Applied Mathematics and Mechanics” FSBEI НРЕ “Ufa State Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian FederationБуйлова Е.А., канд. хим. наук, доцент кафедры «Прикладная химия и физика» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияE.A. Buylova, Candidate of Chemical Sciences, Associate Professor of the Chair “Applied Chemistry and Physics” FSBEI

НРЕ “Ufa State Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian Federation

Фаттахова А.М., преподаватель кафедры «Автомобильные дороги и технология строительного производства» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация A.M. Fattachova, Lecturer of the Chair “Roads and Technology of Construction Production” FSBEI НРЕ “Ufa State Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian Federation


2014, т. 12, № 2

УДК 544.023.25

Key words: atomic force microscopy, deformed elastomer, nanocrystals, the first phase transition, phase (mph).

Ключевые слова: атомно-силовая микроскопия, деформированный эластомер, нанокристаллиты, первый фазовый переход, фаза (mph).

Polymer syndiotactic 1,2-polybutadiene has stereo-regular structure with the location (-CH = CH2) on both sides of the molecular chain. In the molecular chain of 1,2-SPB asymmetric carbons of D- and L-configuration alternately interleaved (Figure 1 a)). Note that the vari-ous bonds of 1,4-connection (Figure 1, b)), generated

randomly in the structure of 1,2-SPB, reduce the degree of crystallinity of the polymer.

CH2

C

CH2

CCH2

C

CH2

CCH2

C

CH H CH H CHH2C H2C H2C

H CH H CH H

CH2 CH2

а)

CH2

C

CH

H2C

CH2

C

C

CH2

CH2

C

CH2

C

CH

H2C

CH

H

HH

1,4-çâåí î

H H

CH2

b)Figure 1. Structure 1, 2 – SPB: a) 1, 2 – links; b) 1, 2 – and 1,4 – links

Thanks to a stereoregular structure 1,2-SPB has high physicochemical and mechanical rindicators, vinyl

AFM STUDY OF DEFORMED ELASTOMER АСМ – ИССЛЕДОВАНИЯ ДЕФОРМИРОВАННОГО ЭЛАСТОМЕРА

R.G. Rakhmatullina, G.K. Aminova, Z.H. Kuvatov, A.A. Timofeev,

A.M. Fattakhova, E.A. Buylova, FSBEI НРЕ “Ufa State Petroleum

Technological University”, Ufa, the Russian Federation

FSBEI НРЕ “Bashkir State University”, Ufa, the Russian Federation

Рахматуллина Р.Г., Аминова Г.К., Куватов З.Х., Тимофеев А.А.,

Фаттахова А.М., Буйлова Е.А.,ФГБОУ ВПО «Уфимский


Российская ФедерацияФГБОУ ВПО «Башкирский

государственный университет»,г. Уфа, Российская Федерация

Search of new materials in industry remains relevant today. Recently intensively production and application of the elastomers capable to big reversible deformations develops. Rather new elastomer syndiotactic 1,2-polybutadiene (1,2-SPB) is among such polymers.The elastomer is perspective for use in various areas of equipment requiring a good combination of plastic and as an additive in polymer materials.This paper presents the results of study of the elastomer (1,2-SPB) which was first obtained by Japanese scientists G. Natta and Corradini. Corporation Japan-SyntheticRubber (JSR) (Japan) obtains 1,2-SPB with content of 90% 1,2-bonds and low degree of crystallinity (15-30%). In Russia, where getting of 1,2-SPB mastered relatively recently, developed experimental batches of polymer with a content of 1,2-bonds more than 85% and crystallinity 20-50%. Really this elastomer represents composition of nanocrystals and an amorphous phase. New method in studying of structure of an elastomer is atomic force microscopy (AFM) which has extreme resolution in all three directions. Resolution of microscopes are share of nanometers that allows to observe atoms. AFM is a widely used instrument for research in vari-ous fields of science. By means of atomic force microscopy image of deformed elastomer 1,2-SPB surface was taken, which allows to analyze structure many dif-ferent hard materials – polymers, glasses, ceramics, plastics, metals, semiconduc-tors. The basic chemical and physical properties, the structure of syndiotactic 1,2-polybutadiene was observed. The conditions of formation of spatially ordered lamellar structure at deformation of syndiotactic 1,2-polybutadiene are discussed.

Поиск новых материалов в промышленности остается актуальным на сегод-няшний день. В последнее время интенсивно развивается производство и применение эластомеров, способных к большим обратимым деформациям. К числу таких полимеров относится достаточно новый эластомер синдиотакти-ческий 1,2 – полибутадиен (1,2-СПБ). Эластомер является перспективным для использования в различных областях техники, где требуется хорошее сочета-ние пластика, а также как присадки в полимерные материалы. В настоящей работе приводятся результаты исследования эластомера (1,2-СПБ), который был впервые получен японскими учеными Дж. Наттой и Коррадини. Корпорация JapanSyntheticRubber (JSR) (япония) получает 1,2 – СПБ с 90% содержанием 1,2-звеньев и низкой степенью кристалличности (15-30%). В России, где получение 1,2-СПБ освоено относительно недавно, разработаны опытные партии полимера с содержанием 1,2-звеньев более 85% и кристал-личностью 20-50%. Реально этот эластомер представляет собой композицию нанокристаллов и аморфной фазы. Новым методом в изучении структуры эластомера является атомно-силовая микроскопия (АСМ), которая имеет экс-тремальное разрешение во всех трёх направлениях. Разрешение микроскопов доли нанометров, что позволяет наблюдать и атомы. АСМ является широко используемым прибором для исследований в различных областях науки. С помощью атомно-силовой микроскопии снято изображение поверхности деформированного эластомера 1,2 – СПБ, позволяющее анализировать струк-туру самых разных твердых материалов – полимеров, стекла, керамики, пла-стиков, металлов, полупроводников. Рассмотрены основные химические и физико-механические свойства, структура синдиотактического 1,2 – полубута-диена. Обсуждаются условия образования пластинчатой, пространственно упорядоченной структуры при деформации синдиотактического 1,2- полибута-диена.


2014, т. 12, № 2

groups existence in structure explains its high reaction-ary ability. Therefore 1,2-SPB finds broad application in the rubber, medical and food industry [1-4].

In the industry 1,2-SPB with average values of crys-tallinity (15-30%) mostly used, because in this case polymer is intermediate between plastic and rubber, and is easily processed in the usual ways. The RB brands (JSR corporation) and SPB-9 (Efremovsky plant) are mostly suitable in this regard. Their distinctive proper-ties are: levity as rubbers and resistance to sliding, elas-ticity, adhesion, gas permeability and transparency, low T and viscosity of fusion in comparison with rubbers, ability to be formed without use of plasticizers, the high durability of not vulcanized rubber [5-6].

Physicochemical characteristics of polymer 1,2-SPB of two brands: SPB-9 and RB-830 are shown in table 1.

Table 1. Physicochemical characteristics of 1,2-SPB brands

№ Indicators Brands of polymer 1,2-SPBСПБ-9

(Efremovsky plant)

RB830(Japan Synthetic

Rubber Corporation)

1 Weight-average molecular weight, Mw (·103)

116.6 120

2 Density at 20°С (g/cm3)

0.881 0.909

3 Content of 1,2-bonds (%)

83 93

4 Syndiotact ici ty (%)

53 80-90

5 Crystallinity (%) 18 29

6 Тm (°С) 95 105

7 Т (°С) -18 -35

8 δ300%(MPa) 3.2 7.8

9 δр (Mpa) 5.8 12.7

10 Elongation at break, εр (%)

860 670

Apparently from tabular data, 1,2-SPB brand RB-830 by indicators considerably surpasses SPB-9. Physicomechanical properties of 1,2-SPB strongly depend on crystallinity degree. High-crystal polymer (70-80%) is good plastic, Tm (200-215 °C) and not solv-able in organic solvents, that significantly limits possi-bilities of his processing [7].

The purpose of work is research of physicomechan-ical properties of the deformed elastomer by the ASM method.

Deformation properties of was researched on the “ZM-40” installation, intended for deformation of mate-rials at loadings within 0-40 MPa (±0.1 MPa). Monoaxial

stretching was carried out at a temperature of 20±2 °C. Thus the elastomer loses transparency and is painted in dairy-white color that corresponds to formation at deformation of the new phase called milk phase (mph) (figure 2) [8].

100% 300% 550% 650%Figure 2. Formation of «milk phase»: photomicrographs of films at

various stages of deformation (%)

A new method of studing the structure of the elasto-mer is atomic force microscopy (AFM), which hase experimental resolution in all three directions. AFM measurements were performed using a multimode microscope Solver P47-SPM-MDT at room temperature and under normal ambient conditions. AFM was used in semi-contact mode. Resonance frequency of cantilever was 260 kHz. Duration of obtaining of one AFM image is about 30-40 min. Scanning was performed by reduc-ing the scanning area, but at the same time with the increase of the AFM image.

As a substrate mica was used. It should be noted that the preparation of the substrate plays an important role. For quality of the AFM images, the specimen shall be applied on an atomically smooth surface, for what freshly cleaved mica is used.

The sample was placed between two flat plates (sub-strates), forming the so-called cell, so that thickness of the plane-parallel layer was 15 microns. Then the cell was heated to bleaching temperature T and cooled to the temperature T=296 K, and then the upper plate was removed, after that the substrate with the layer of mix-ture was again heated to bleaching temperature and cooled until the glassy state [9].

Figure 3 shows the AFM image of the surface deformed. Note that at simple tension deformation another structural transition occurs - the formation of a lamellar phase, which, apparently, is an analogue of the transition in the Helfriha-Yuro in layered (smectic) liquid crystals. This is evidenced by the image of 1,2-SPB films in the state phase (mph), obtained using atomic force microscopy (AFM) semi-contact mode (Figure 3). The elastomer crystals have the characteristic plate shape. Long polymer molecule, having many thou-sands of bonds, multiply bends, forming straight sec-tions of equal length of the order of 100-150 A. Thus, a layer of the crystal forms.


2014, т. 12, № 2

Figure 3. AFM image of the deformed polymer surface

ConclusionsIn summary it should be notes that, the atomic force

microscopy method allows to study deeply physicome-chanical, chemical properties of elastomer, its structure, a superficial texture. The right choice of a mode of scan-ning and the substrate is very important, the most suit-able for elastomers is the faltering and contact or semi-contact mode.

New thermodynamic stable conditions of semicrys-talline polymer syndiotactic 1,2-polybutadiene, arising at longitudinal deformation, are studied. It is possible to claim that polymers 1,2- SPB and smectic liquid crystal are united by existence of phase transition of the I sort – formation of nanocrystal structures.

REFERENCES1 Crystall ization behavior of

syndiotactic and atactic 1,2-polybutadiene blends /Cai J. [i dr.] // Polymer International. 2004. Vol. 53. P.11-27. [in English].

2 Ravnovesnye razmery segmentov v nanocristallakh sindiotacticheskogo 1,2-polibutadiena /Chuvyrov A.N. [i dr.] // Bashkirskii khimicheskii zhurnal. 2012. T.19. № 3. S.25-28. [in Russian].

3 Kvantovokhimicheskoe modelirovanie mikrosnruktury sindiotacticheskogo 1,2-polibutadiena /Kinzyabulatov R.R. [i dr.] // Bashkirskii khimicheskii zhurnal. 2009 . T. 16. № 2. S.167-168. [in Russian].



6 Vyazkouprugie i reologicheskie svoistva sindiotacticheskogo 1,2- polibutadiena /Abdullin M.I. [i dr.] // Zhurnal prikladnoi khimii. 2007. T. 80. № 11. S.1913-1917. [in Russian].

7 Metody SZM issledovanii polimerov /Alekseev A.M. [i dr.] // Sorosovskii obrazovatelnyi zhurnal. 1998. № 3. S.75-78. [in Russian].

8 P h a z o v y e p e r e k h o d y v segnetojelectricheskikh kristallakh s defektami. /Strukov B.A. [i dr.] // Sorosovskii obrazovatelnyi zhurnal. 1996. № 12. S.95-100. [in Russian].

9 AFM - research of cholesteric liquid crystal in the glassy state / Kuvatov Z.H. [i dr.] // Vestnik BSU. 2005. № 2. S.27-29. [in Russian].


1 Crystallization behavior of syndiotac-tic and atactic 1,2-polybutadiene blends /Cai J. [i dr.] // Polymer International. 2004. Vol. 53. P.11-27.

2 Равновесные размеры сегментов в нанокристаллах синдиотактического 1,2-полибутадиена /Чувыров А.Н. [и др.] // Башкирский химический журнал. 2012. Т.19. № 3. С.25-28.

3 Квантовохимическое моделирова-ние микроструктуры синдиотактического 1,2- полибутадиена / Кинзябулатов Р.Р. [и др.] // Башкирский химический журнал. 2009. Т. 16. № 2. С.167–168.

4 Bulk properties of syndiotactic 1,2-polybutadiene. I. Thermal and viscoelas-tic properties /Obata Y. [i dr.] // Polymer Journal. 1975. Vol. 7. № 2. P.207-216.

5 Bulk properties of syndiotactic 1,2-polybutadiene. II. Mechanical properties of uniaxially and biaxially stretched films in relation to molecular orientation /Obata Y. [i dr.] // Polymer Journal. 1975. Vol. 7. № 2. P.217-227.

6 Вязкоупругие и реологические свойства синдиотактического 1,2-полибу-тадиена /Абдуллин М.И. [и др.] // Журнал прикладной химии. 2007. Т.80. № 11. С.1913-1917.

7 Методы СЗМ исследований полиме-ров / Алексеев А.М. [и др.] // Соросовский образовательный журнал. 1998. № 3. С .75-78.

8 Фазовые переходы в сегнетоэлек-трических кристаллах с дефектами /Струков Б.А. [и др.] // Соросовский обра-зовательный журнал. 1996. № 12. С.95-100.

9 АСМ - исследования холестериче-ского жидкого кристалла в стеклообразном состоянии / Куватов З.Х. [и др.] // Вестник БашГУ. 2005. № 2. С.27-29.

R.G. Rakhmatullina, Candidate of Physical and Mathematical Sciences, Senior Teacher

of the Chair “Applied Chemistry and Physics” FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian FederationРахматуллина Р.Г., канд. физ.-мат. наук, ст. преподаватель кафедры «Прикладная химия и физика» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерацияe-mail: [email protected] G.K. Aminova, Doctor of Engineering Sciences, Professor of the Chair “Applied Chemistry and Physics” FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian FederationАминова Г.К., д-р техн. наук, профессор кафедры «Прикладная химия и физика» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияZ.H. Kuvatov, Candidate of Physical and Mathematical Sciences, Associate Professor of the Chair “General Physics” FSBEI НРЕ BSU, Ufa, the Russian FederationКуватов З.Х., канд. физ.-мат. наук, доцент кафедры «Общая физика» ФГБОУ ВПО Баш ГУ, г. Уфа, Российская Федерация

A.A. Timofeev, Associate Professor of the Chair “Applied Mathematics and Mechanics” FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian FederationТимофеев А.А., доцент кафедры «Прикладная математика и механика» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияE.A. Buylova, Candidate of Chemical Sciences, Associate Professor of the Chair “Applied Chemistry and Physics” FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian FederationБуйлова Е.А., канд. хим. наук, доцент кафедры «Прикладная химия и физика» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияA.M. Fattachova, Teacher of the Chair “Roads and Technology of Construction Production” FSBEI НРЕ USPTU, Ufa, the Russian FederationФаттахова А.М., преподаватель кафедры «Автомобильные дороги и технология строительного производства» ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация


2014, т. 12, № 2

УДК 681.518.3: 622.691.4.

052-021.412

РОЛЬ КОМПОНЕНТОВ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОй СИСТЕМЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНОГО ПРЕДПРИЯТИЯTHE ROLE OF INFORMATION-MEASURING COMPONENTS OF THE SYSTEM DETERMINE THE TECHNICAL CONDITION OF GAS TRANSPORTATION COMPANY

Информационно-измерительная система (ИИС) для морально и физически устаревшего оборудования газотранспортного предприятия является альтерна-тивой внедрения автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) по двум причинам: реконструкция станций в полном объеме требует значительных затрат, а создание современных АСУ ТП для станций с устаревшим оборудованием является неэффективным. Математическое, алгоритмическое и программное обеспечение – основные компоненты ИИС для определения технического состояния объектов газотран-спортного предприятия. Основная задача, поставленная при написании статьи - показать, какую роль играют данные компоненты при разработке и дальней-шей эксплуатации системы.Многофункциональная ИИС ГТП имеет ряд особенностей. Одна из особенно-стей заключается в том, что она содержит множество взаимосвязанных устройств. В статье представлена разработанная обобщенная структурная схема системы.Основными носителями информации о значениях измеряемых величин техно-логического процесса являются входные сигналы с датчиков, которые располо-жены на основных и вспомогательных контролируемых объектах. Применение в составе ИИС процессорных средств требует дискретного и цифрового пред-ставления данных сигналов. В связи с этим в статье приводится расчет длитель-ности аналого-цифрового преобразования по одному измерительному каналу, который должен быть использован при проектировании многофункциональной ИИС ГТП. Основная задача системы - определение значений показателей технологическо-го процесса, непосредственное измерение которых не является возможным. В качестве логического итога, в статье представлен разработанный метод опреде-ления технического состояния газоперекачивающего агрегата, реализуемый многофункциональной ИИС ГТП.

Information-measuring system (IMS) for obsolete equipment gas transportation company is an alternative implementation of the automated process control system (APCS) for two reasons: reconstruction of stations in full requires a significant investment, and the creation of modern process control systems for plants with outdated equipment is ineffective. Mathematical, algorithmic and software - the basic components of IIS to define the technical condition of the gas transportation company. The main problem posed in writing the article - to show the role played by these components in the development and future operation of the system.Multifunctional IMS GTR has several features. One of the features lies in the fact that it comprises a plurality of interconnected devices. The article presents a generalized block diagram of developed system.The main carriers of information about the values of the measured process values are input signals from sensors, which are located on the main and auxiliary controlled facilities. Use as a part of IMS processor means requires discrete and digital representations of these signals. In this connection, calculating the duration of the article provides an analog -to-digital conversion on a single measurement channel, which should be used when designing multifunctional IMS GTR.The main objective of the system - definition of values of parameters of the process, which is a direct measurement is not possible. As a logical outcome, the article presents the developed method for determining the technical state of gas-pumping unit, multifunction implemented IMS GTR.

Ягубов З.Х., Рочев В.В.,ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет»,г. Ухта, Российская Федерация

Z.H. Yagubov, V.V. Rochev,FSBEI HPE “Ukhta State Technical University”, Ukhta, the Russian Federation

Ключевые слова: газ, информационно-измери-тельная система, математическое обеспечение, про-граммное обеспечение, алгоритмическое обеспечение, техническое состояние газоперекачи-вающего агрегата.

Key words: gas, information-measuring system, mathematical, software, algorithmic, technical state of gas-pumping unit.

В настоящее время во многих газотранспортных предприятиях мы наблюдаем интересную картину: на большом количестве компрессорных станций автоматизированные системы управления техноло-гическими процессами (АСУ ТП) либо отсутствуют вообще, либо системами АСУ ТП охватывается только часть технологического оборудования стан-ций. При этом для правильной эксплуатации и


2014, т. 12, № 2

эффективной работы необходимо иметь достаточно большой объем технологических показателей работы станции в оперативном режиме. Реконструкция станций с модернизацией систем АСУ ТП требует значительных затрат, а создание современных систем АСУ ТП для станций с устарев-шим оборудованием представляется неэффектив-ным. В качестве альтернативы развертыванию полноценных АСУ ТП реализуются облегченные информационно-измерительные системы (ИИС). Так какую же роль играют компоненты ИИС для определения технического состояния объектов газо-транспортного предприятия?

Математическое, алгоритмическое и программ-ное обеспечение являются компонентами много-функциональной информационно-измерителльной системы (ИИС) газотранспортного предприятия (ГТП) и без их разработки создание системы невоз-можно.

Многофункциональная ИИС ГТП имеет ряд осо-бенностей, которые должны быть учтены при её раз-работке:

a) задачи получения, сбора, передачи, обработки, представления измерительной информации реша-ются в режиме реального времени;

b) система содержит некоторое множество взаи-мосвязанных устройств (рисунок 1) со сложными структурными и функциональными отношениями между ними;

c) для системы характерна, с одной стороны, про-странственная распределенность отдельных ее устройств, а с другой – необходимость организации тесного взаимодействия этих устройств;

d) система имеет многоуровневую иерархиче-скую структуру, при этом некоторая автономность устройств должна сочетаться с программным и аппа-ратным подчинением нижестоящих устройств системы ее вышестоящим устройствам;

е) система отличается от многих известных ИИС жесткими ограничениями на продолжительность обработки информации; система должна взаимодей-ствовать с рядом систем информационно- управля-ющей системы газотранспортного предприятия (ИУС ГТП) и, в частности, с системами автоматиче-ского управления агрегатами и аппаратами маги-стрального газопровода, а также с автоматизированной системой технической диагно-стики (АСТД);

f) должно предусматриваться поинтервальное выполнение программ обработки данных, без каких-либо прерываний и переключений внутри заданного промежутка времени;

g) система должна быть построена на основе современных микропроцессорных наборов;

h) большое разнообразие функций, выполняемых комплексами программ системы при относительной

неизменности их состава в течение всего периода эксплуатации многофункциональной ИИС ГТП;

i) необходимость обеспечения высокой про-граммной устойчивости в связи с непрерывным автоматическим режимом работы;

j) программное обеспечение системы должно быть резидентным, т.е. должно постоянно распола-гаться в памяти процессорных устройств системы, не требуя ввода в систему при необходимости реше-ния задач обработки данных.

На рисунке 1 применены следующие сокращен-ные обозначения:

ВИП – вторичные измерительные преобразова-тели; здесь осуществляется нормализация аналого-вых сигналов, коммутация измерительных каналов и аналого-цифровое преобразование аналоговых сигналов; индексы показывают, с каким объектом работают преобразователи (тип объекта и номер объ-екта в данной группе);

УО – устройство обработки измерительных сиг-налов контролируемого объекта; индексы показы-вают с сигналами какого объекта работает устройство (номер в группе и тип объекта);

ГУО – групповое устройство обработки измери-тельных сигналов всех контролируемых объектов данного типа (тип объектов показан в виде индекса);

ЦУО – центральное устройство обработки изме-рительных сигналов всех контролируемых объектов какого-либо подразделения ГТП, например, ком-прессорного цеха;

A, D, C, D, E – выходные сигналы устройств обработки; формируются в результате обработки измерительных сигналов по определенным програм-мам и с использованием данных из соответствую-щих баз данных; индексы при А, В, С, D, Е показывают какой объект или какие объекты харак-теризуют эти сигналы;

КС – каналы связи для передачи сигналов.

Для определения технического состояния кон-тролируемых технологических объектов и режимов их функционирования на вход многофункциональ-ной ИИС должны поступать выходные сигналы дат-чиков, являющихся носителями информации о значениях измеряемых величин.

Сигналы датчиков являются входными сигна-лами многофункциональной ИИС:

.

Для подключения к вторичному измерительному преобразователю (ВИП) датчиков, находящихся во взрывоопасных помещениях, должны применяться специальные устройства, так называемые «барьеры искробезопасности».

Во вторичных измерительных преобразователях (ВИП) над входными сигналами системы выполня-


2014, т. 12, № 2

ются преобразования в аналоговом виде – осущест-вляется нормализация сигналов.

На многочисленных технологических объектах магистрального газопровода (МГ) устанавливаются датчики с различными формами и значениями выходных сигналов (с токовыми сигналами, термо-пары, термометры сопротивления и т.д.). В то же время, уже на ранних стадиях создания многофунк-циональной ИИС в качестве ее унифицированного аналогового сигнала был выбран сигнал с динами-ческим диапазоном 4-20 мА .

Таким образом, функция узла нормализации заключается в приведении сигналов датчиков, раз-личающихся по форме и диапазону изменения

[ ]maxmin y,y к унифицированному аналоговому сиг-налу многофункциональной ИИС ГТП, т.е. к диа-пазону 4-20 мА.

Применение в рассматриваемой ИИС процессор-ных средств требует, естественно, дискретного и цифрового представления поступающих на входы ВИП аналоговых измерительных сигналов.

Для дискретного представления аналоговых измерительных сигналов в составе ВИП необходимо предусмотреть аналоговый коммутатор, который должен выполнять две функции:

– обеспечить переключение аналоговых измери-тельных сигналов, поступающих от датчиков на

ВИП по независимым параллель-ным линиям связи, на одну линию с последовательной передачей аналоговых сигналов по этой линии;

– поставить в соответствие не прерывным функция м

после-довательность прерывистых или д и с к р е т н ы х ф у н к ц и й

.

С о г л а с н о т е о р е м е В.А. Ко тель никова, теоретически доста точно выбрать частоту дискре тизации , где

maxf ∗ – максимальная частота в спектре процесса. Однако у про-цесса, рассматриваемого на конеч-ном интервале времени,

∞→∗maxf , и поэтому целесоо-

бразно использовать выражение:

maxD fKf D= , (1)где KD – численный коэффици-

ент;fmax – максимальная частота

учитываемых составляющих спектра первичного сигнала.

В разрабатываемой многофункциональной ИИС целесообразно использовать циклический режим опроса датчиков. Тогда время цикла Tir для ВИПir,

находится так:

ir

ir

fnT =

, (2)

где n – число датчиков, подключаемых к ВИПir;fir – частота опроса датчиков, подключенных к

ВИПir, .Однако заметим, что частота дискретизации по

(2) определяется для случая, когда имеется один ана-логовый источник сообщений. При п источниках (датчиков, подключенных к ВИПir, ) частота дискретизации для данного ВИПir находится как:

Dir fnf = , (3)где fD – частота дискретизации, определяемая по

(1).

Из (1) и (2) получим, что:

D

ir

f1T = . (4)

Значение fmax (формула 1) должно быть опреде-лено для наиболее динамичного параметра того объ-екта, датчики которого подключены к ВИПir.

Рисунок 1. Обобщенная структурная схема многофункциональной ИИС газотранспортного предприятия


2014, т. 12, № 2

После дискретного представления измеритель-ного сигнала в ВИП должно осуществляться его цифровое представление, т.е. преобразование анало-говой величины из дискретной последовательности в числовую величину.

Фиксация значений исходного аналогового сиг-нала с частотой дискретизации выполняется в тече-ние отрезков времени, длительность которых соответствует продолжительности процедуры ана-лого-цифрового преобразования. Для того, чтобы не возникло значительной погрешности, обусловлен-ной возможным изменением сигнала в интервале времени преобразования, необходимо обеспечить такую длительность преобразования Δtпр, при кото-рой приращение исходного сигнала с некоторой ско-ростью изменения не превысит величины шага квантования [1].

Можно воспользоваться следующей формулой для получения оценки длительности преобразования каждого отсчета [2]:

, (5)

где h – число уровней квантования АЦП;fmax – максимальная частота контролируемого

процесса, Гц. По (5) можно определить интервал, необходимый

для аналого-цифрового преобразования измеритель-ных сигналов (таблица 1).

Таблица 1. Длительность аналого-цифрового преобразования по одному измерительному каналу

Наибольшая частота изме-

нения сиг-нала

fmax, Гц

Длительность аналого-цифрового пре-образования измерительного сигнала

Δtпр, секh = 128µ = 8

h = 256µ = 9

h = 512µ = 10

h = 1024µ = 11

0,01 1,9 1,0 0,5 0,20,1 0,2 0,1 0,05 0,021 2·10-2 1·10-2 0,5·10-2 0,2·10-2

5 4·10-3 2·10-3 1·10-3 0,5·10-3

10 2·10-3 1·10-3 0,5·10-3 0,25·10-3

20 10·10-4 5·10-4 2,5·10-4 1,25·10-4

30 6·10-4 3·10-4 1,5·10-4 0,8·10-4

50 4·10-4 2·10-4 1·10-4 0,4·10-4

В таблице 1 µ – число разрядов аналого-цифро-вого преобразователя.

Значения Δtпр (таблица 1) могут быть использо-ваны при проектировании многофункциональной ИИС ГТП.

С выхода ВИПir в дискретные моменты времени t = 0, T, 2T, …, qT, … (T ≥ Tmin) поток цифровых отсчетов v’ir(0), v’ir(T), v’ir(2T), ..., поступает на вход устройства обработки УОir. Здесь Т = Tir – период дискретизации (время цикла) для поступающих

информационных сообщений; Tmin – минимально допустимое значение Т.

Устройства УО проектируются путем композиции микропроцессорных модулей, при этом темп первич-ной обработки информации в устройстве УOir должен соответствовать периоду дискретизации T*

ir ≤ Tir.Первичная обработка входного потока данных

устройством УOir, осуществляемая в реальном мас-штабе времени, прежде всего, состоит в повышении достоверности принимаемых сообщений. Известны различные методы повышения достоверности пере-дачи дискретных сообщений [3].

В результате проведенного сравнительного ана-лиза различных методов повышения достоверности передачи дискретных сообщений, был выбран наи-более простой способ – способ многократного повторения сообщений. Данный способ легко реали-зуется микропроцессорными устройствами. Кроме того, выбранный метод защищает как от ошибок, которые могут появиться в цифровых каналах связи, так и от возможных ошибок в аналоговой части ИИС. Для разрабатываемой ИИС наилучшим явля-ется трехкратное повторение цифровых сообщений. При этом обеспечивается высокая вероятность обна-ружения ошибок, а временные характеристики системы остаются приемлемыми.

Входные и выходные сигналы устройств УОir, ГУОir и ЦУО показаны на рисунке 2.

Выше было сказано, что устройства УО проекти-руются путем агрегатирования микропроцессорных модулей. Устройства ГУО также предполагается соз-дать композицией микропроцессорных модулей. В качестве устройства ЦУО целесообразно применить персональную ЭВМ.

В рамках ограниченного объёма статьи мы не сможем подробно остановиться на всех задачах, которые должны решаться устройствами УО, ГУО и ЦУО многофункциональной ИИС. Рассмотрим лишь наиболее важную задачу.

Определение значений показателей, непосред-ственное измерение которых невозможно. Некоторые величины технологических объектов и сооружений ГТП непосредственно не могут быть измерены. В тоже время известны или могут быть найдены функ-циональные зависимости этих величин от тех вели-чин, которые могут быть измерены с помощью многофункциональной ИИС ГТП.

Рассмотрим методику определения технического состояния газоперекачивающего агрегата (ГПА), реализуемую многофункциональной ИИС ГТП.

ИИС производит измерение следующих величин:P1 – давление газа на входе в нагнетатель, МПа;P2 – давление газа на выходе нагнетателя, МПа;t1 – температура газа на входе в нагнетатель, °С;t2 – температура газа на выходе нагнетателя, °С.Вручную вводится значение rмет – величина

содержания метана в природном газе.


2014, т. 12, № 2

Термодинамические величины природного газа по метану могут быть определены как [4]:

, кДж/кг·МПа; (6)

, кДж/кг·МПа; (7)

УОir

а)

б)

в)

'irV

''irV

irA

irC'irQ''irQ

ГУОir

rArBrCrD

'rW

''rW

'r1Q

''r1Q

'NrQ''NrQ

. . .

ЦУО

. . .

A

BDE

'αW''

αW

'ηW

''ηW

Рисунок 2. Входы и выходы устройств обработки измерительной информации многофункциональной ИИС газотран-спортного предприятия

Значения потенциальной функции (Pv) для газа в целом определяются как [4]:

, кДж/кг·МПа; (8), кДж/кг·МПа; (9)

где rch4 – мольное содержание метана в долях еди-ницы.

Определяется среднее значение потенциальной функции:

. (10)

Степень сжатия газа:

. (11)

Потенциальная степень сжатия по нагнетателю находится как:

. (12)

Средние значения температуры и давления газа:

, °С; (13)

, МПа (14)

Средняя изобарная теплоемкость газа:,

кДж/кг·К. (15)

Определяем среднее значение комплекса (CpDh):

(16)

Разности температур и давлений: , °С; (17)

, МПа; (18)Разность энтальпий газа находится как:

, кДж/кг. (19)

КПД нагнетателя находится как:

. (20)

В качестве количественной оценки смещения характеристик нагнетателя может использоваться коэффициент технического состояния по КПД нагне-тателя:

. (21)

где η – к.п.д. нагнетателя в данный момент вре-мени;

η0 – к.п.д. нагнетателя в начале его эксплуатации на компрессорной станции или после проведения очередного ремонта.

Регулярное определение коэффициента η, най-денного по результатам измерения указанных выше величин, позволяет оперативно следить за динами-кой изменения технического состояния нагнетателя.

По ряду других величин, измеряемых много-функциональной ИИС ГТП, определяются коэффи-циенты технического состояния газотурбинных установок и в целом газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций.

Выводы Информационно-измерительная система газо-

транспортного предприятия оперирует такими основными показателями, как температура, давле-ние, расход, позволяет контролировать в реальном времени режимы работы оборудования и эффек-тивно управлять основными производственными показателями компрессорной станции. Мате-


2014, т. 12, № 2

матическое, алгоритмическое и программное обе-спечение – основные компоненты данной системы,

поэтому именно их разработке и сопровождению на производстве уделяется особое внимание.


1 Грановский В.А. Динамические измерения. Л.: Энергоатомиздат, 1984. 220 с.

2 Добрынин С.А. Методическое и программное обеспечение автоматизиро-ванного эксперимента в динамике машин. М.: Наука, 1989. 293 с.

3 Цифровые информационно-изме-рительной системы. Теория и практика / Фомин А.Ф. [и др.]. М.: Энергоатомиздат, 1996. 446 с.

4 Козаченко А.Н. Эксплуатация ком-прессорных станций магистральных газо-проводов. М.: Нефть и газ, 1999. 460 с.

REFERENCES1 Granovskiy V.A. Dinamicheskie

izmereniya. L.: Energoatomizdat, 1984. 220 s. [in Russian].

2 Dobryinin S.A. Metodicheskoe i prog rammnoe obespechenie avtoma-tizirovannogo eksperimenta v dinamike mashin. M.: Nauka, 1989. 293 s. [in Russian].

3 Tsifrovyie informatsionno-izmeri-telnoy sistemyi. Teoriya i praktika. / Fomin A.F. [i dr.]. M.: Energoatomizdat, 1996. 446 s. [in Russian].

4 Kozachenko A.N. Ekspluatatsiya kompressornyih stantsiy magistralnyih gazoprovodov. M.: Neft i gaz, 1999. 460 s. [in Russian].

Ягубов З.Х., д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой «Электрификация

и автоматизация технологических про-цессов» ФГБОУ ВПО УГТУ г. Ухта, Российская Федерация.Z.H. Yagubov, Doctor of Engineering Sciences, Professor, Head of the Chair “Electrification and Automation of Technical Processes” FSBEI HPE “Ukhta State Technical University”, Ukhta, the Russian Federation.

Рочев В.В., аспирант кафедры «Элект-рификации и автоматизации технологи-ческих процессов» ФГБОУ ВПО УГТУ г. Ухта, Российская Федерация.V.V. Rochev, Postgraduate Student of the Chair “Electrification and Automation of Technical Processes” FSBEI HPE “Ukhta State Technical University”, Ukhta, the Russian Federation.e-mail: [email protected]


2014, т. 12, № 2

Key words: gas, information-measuring system, mathematical tools, software, algorithmic tools, techni-cal state of a gas-pumping machine.

Ключевые слова: газ, информационно-измери-тельная система, математическое обеспечение, про-граммное обеспечение, алгоритмическое обеспечение, техническое состояние газоперекачи-вающего агрегата.

Nowadays majority of compressor stations doesn’t have automated process control system (APCS) at all or APCS used as a part of technological station equipment. It is necessary to have quit a big volume of technological indexes of a station work in the operating mode for a correct exploitation and efficient operating of station. Reconstruction of stations with modernization of APCS requires a lot of expenses and creating modern APCS for

УДК 681.518.3: 622.691.4.

052-021.412

THE ROLE OF INFORMATION-MEASURING SYSTEM COMPONENTS OF DETERMINATION A TECHNICAL OBJECTS CONDITION OF THE GAS TRANSPORTATION COMPANYРОЛЬ КОМПОНЕНТОВ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

Z.H. Yagubov, V.V. Rochev,FSBEI HPE “Ukhta State Technical University”, Ukhta, the Russian Federation

Ягубов З.Х., Рочев В.В.,ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет»,Ухта, Российская Федерация

Information-measuring system (IMS) to the old-fashioned equipment of the gas transportation company (GTC) is a good alternative of the automated process control system (APCS) for two reasons: the whole reconstruction of stations requires a lot of expenses and building new APCS is an ineffective way for stations with the old-fashioned equipment. An mathematical, algorithmic tools and software are the main components of IMS of determination a technical objects condition of the gas trans-portation company. The objective of this job is to show the role of these components in the project and exploitation of the system in future.IMS GTC is multifunctional and it has some abilities. One of the ability is to contain many interdependent devices. The general structure system scheme is designed and shown in this article. Main carriers of information about measured values of technological process are entrance signals from sensors installed on the main and additional controlled objects. Applying central processing unit (CPU) means to a part of IMS requires discon-tinuous and digital signal data forms. Therefore calculation of duration analog-to-digital conversion is shown in this article with one of the measurement channels, which should be used to design multifunctional IMS GTC.The primary system task is to define index values of the technological process which are not possible to be measured indirectly. As a logic result a designed method of determining technical state of a gas-pumping machine is presented in the article performed by multifunctional IMS GTC.Информационно-измерительная система (ИИС) для морально и физически устаревшего оборудования газотранспортного предприятия является альтерна-тивой внедрения автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) по двум причинам: реконструкция станций в полном объ-еме требует значительных затрат, а создание современных АСУ ТП для станций с устаревшим оборудованием является неэффективным. Математическое, алго-ритмическое и программное обеспечение – основные компоненты ИИС для определения технического состояния объектов газотранспортного предприятия. Основная задача, поставленная при написании статьи - показать, какую роль играют данные компоненты при разработке и дальнейшей эксплуатации систе-мы.Многофункциональная ИИС ГТП имеет ряд особенностей. Одна из особенно-стей заключается в том, что она содержит множество взаимосвязанных устройств. В статье представлена разработанная обобщенная структурная схема системы.Основными носителями информации о значениях измеряемых величин техно-логического процесса являются входные сигналы с датчиков, которые располо-жены на основных и вспомогательных контролируемых объектах. Применение в составе ИИС процессорных средств требует дискретного и цифрового пред-ставления данных сигналов. В связи с этим в статье приводится расчет длитель-ности аналого-цифрового преобразования по одному измерительному каналу, который должен быть использован при проектировании многофункциональной ИИС ГТП. Основная задача системы - определение значений показателей технологическо-го процесса, непосредственное измерение которых не является возможным. В качестве логического итога, в статье представлен разработанный метод опреде-ления технического состояния газоперекачивающего агрегата, реализуемый многофункциональной ИИС ГТП.


2014, т. 12, № 2

stations with old-fashioned equipment is ineffective. The same role played the components of IMS calculating exceptional values of the technological process of gas transportation company. The basic components of IMS to calculation the technical state of the gas transportation company is mathematical, algorithmic and software. Creation the system is impossible without them developments.

A number of interesting properties for creation multifunctional IMS GTC:

a) in real time and solved the objective of reception, collecting, to transfer, to show the measuring information;

b) there are many interrelated devise (picture 1) with hard structures and functional relationship between them in the system;

c) the state of distribution the equipment in this time needed close cooperation between equipment of the system;

d) the system has a hierarchical multi-level structure;e) IMS must interact with auto control unit systems

and equipment of main gas pipe line also;f) interval execution of data handling programs with

no breaking, in the time of interval; g) on the basis of the chipsets the system must be

built up;h) during the operation period of the IMS GTC has

the wide variety of the unaltered functions of the system that integrated software do;

i) in connection with continuous automatic work needed program ensuring overall stability;

j) the software always due to stand out in central processing unit memory at the system and shall not seek the login for data problem as necessary.

There are abbreviated designations of which are presented below and on the picture 1:

SMT – the secondary measuring transducer. Here put normalization and transformation of analog signal into force; the communication of measuring channels; these indexes indicate the type and the number of the object in the group;

PU – the processing units measuring signals of objects in control; these indexes indicate the type and the number of the object in the group.

GPU – the group processing units measuring signals of all objects of given type in control (the type of the object shown as being an index);

CPU – the central processing units measuring signals of all objects of any section of GTC. For example: the compressor room.

A,B,C,D,E – the outputs of processing units. These formed as the result of processing measuring signals with special programs and databases; indexes A,B,C,D,E to show us the objects characterize this signals.

CC – the channels of communication to pass the signal.

The multifunctional IIS should receive the inputs about the sense measure and from the information carriers for technical determination of technical objects

in control and mode of operations.The signals of the sensors is the

inputs of the multifunctional IMS:

“The barriers sparksafty” should to conform for exploitation the second measuring transducer (SMT) in the explosive buildings.

In SMT above the inputs of the system become normalization of the signals.

There are sensors of different shape and output on the many technical objects. At the same time the Unified analog carrier with the dynamic range 4-20 mA get for IMS from a very early stage.

In that way the signals different shapes and ranges of the sensors [ ]maxmin y,y abuse of the consistent analog signal to the range 4-20 ma this is the normalization center function.

For exploitation the processing function at IMS it needed the digital

Figure 1. The generalized structure chart of multifunctional IMS GTC


2014, т. 12, № 2

and the numeral form to input of SMT analog measuring signals.

For the digital form of SMC analog measuring signals needed the analogous commutator with 2 functions:

the providing a switching of the analog measuring signals from the sensors to SMT into independent parallel lines of connect in the line with the serial transfer of the analog signal by this line;

The sequence of broken and digital functions

associate analog function .

In theory all you need is choice of sampling rate , where maxf ∗

– a maximum frequency in the spectrum at the process by the Kotelnicowa theorem. But the process in the last time interval has ∞→∗

maxf and then to use this:

maxDD fKf = , (1)where KD – the numerical coefficient;fmax – a maximum frequency of components in the

spectrum of the primary signal.At multifunctional IMS development, used the

questioning sensor repetitive operation. Then cycling times Tir for SMTir sampling rate so:

, (2)

where n – the number of SMTir sensors; fir – the sample rate of SMTir sensors.But the sampling rate to use (2) when there is the

analog talker. At п generators (SMTir sensors, ) the sampling rate for this SMTir:

, (3)where fD – the sampling rate, by formula (1).and (2) gave us:

. (4)

fmax (1) for the most dynamic object determination of SMTir sensors.

After the discrete representation must be digital representation of the SMC measuring signal. In other words, from the discrete sequence into the valued measure.

The selected periods of time the sense of analog outlet fixation with the sampling rate it still as long the analog-digital conversion duration of the procedure. To prevent hard mistake because of change in the signal at therefore time period, needed the duration of reform Δtconv., at which the initial signal increment with the speed of change never get larger than the length of the quantization [1].

For evaluation of duration of every count reform you may to use this form [2]:

, (5)where h – the ADT quantizing level number; fmax – the max frequency of process in control,

Hz.By (5) you may determines the time interval, needed

for the analog-digital conversion of the measuring signals (table1).

Table 1. The duration the analog-digital conversion by the measuring channel

The biggest fre-quency of transfor-

mation of the signal

fmax, Hz

The duration the analog-digital con-version of the measuring signal Δtconv.,

sech = 128µ = 8

h = 256µ = 9

h = 512µ = 10

h = 1024µ = 11

0.01 1.9 1.0 0.5 0.20.1 0.2 0.1 0.05 0.021 2·10-2 1·10-2 0.5·10-2 0.2·10-2

5 4·10-3 2·10-3 1·10-3 0.5·10-3

10 2·10-3 1·10-3 0.5·10-3 0.25·10-3

20 10·10-4 5·10-4 2.5·10-4 1.25·10-4

30 6·10-4 3·10-4 1.5·10-4 0.8·10-4

50 4·10-4 2·10-4 1·10-4 0.4·10-4

In table 1 µ - the digits count of the analog-digital conversion.

Δtпр in (table 1) you can use for multifunctional IMS GTC designing.

From SMTir into discrete time t = 0, T, 2T, …, qT, … (T ≥ Tmin) the bit-transfer rate of statement v’ir(0), v’ir(T), v’ir(2T), ..., is supplied to the inlet of PUir. Here T=Tir – the epoch for incoming information messages; Tmin - the minimal legitimate value T.

PU builds by composition legitimate value way, and the temp of preprocessing of information in PUir it must correspond to epoch T*

ir ≤ Tir.The preprocessing of input stream at PUir in real

time, first of all, is to improve to rise of transmission accuracy of the digital messages [3].

As a result the comparative analysis of the different methods to raise of transmission accuracy of the digital messages. The simplest is method multiple incarnations approach of the massages. This method easy to realize by microprocessor unit. The method to form one error-free block. For IMS creation the best is thrice-repeated the digital messages. As a rule increase the possibility founded errors but don’t increases the work time.

On the picture 2 shows input and output of PUir, GPUir,,CPUir.

GPU like PU builds by composition legitimate value way. In CPU needed the personal electronic computer.

The most important objectives of multifunctional IMS.


2014, т. 12, № 2

The unalterable indices. Some GTC indices couldn’t change. But can be found the magnitudes dependence on the IMS GTC changed magnitudes.

Let’s see the technical state of gas-pumping unit with IMS GTC.

IMS calculating:P1 – the gas tension at the entry of supercharger,

MPa;P2 – the gas tension at the exit of supercharger, MPa;t1 – the gas temperature at the entry of supercharger,

°С;t2 – the gas temperature at the exit of supercharger,

°С;rgas – gas natural methane value in manual entry.

The thermodynamic methane magnitude of the natural gas [4]:

, kJ/kg·MPa; (6)

, kJ/kg·MPa; (7)

PUir

а)

б)

в)

'irV

''irV

irA

irC'irQ''irQ

GPUir

rArBrCrD

'rW

''rW

'r1Q

''r1Q

'NrQ''NrQ

. . .

CPU

. . .

A

BDE

'αW''

αW

'ηW

''ηW

Figure 2. The entries and the excites of processing unit measuring information of IMS GTC

The gas potential function (Pv) [4]:, kJ/kg·MPa; (8), kJ/kg·MPa; (9)

where rch4 – the molar firedamp content in the part of the unit.

The mean value of the potential function:

. (10)

The gas degree of reduction:

. 11)

The potential degree of reduction of supercharger:

. (12)

The gas temperature and tension mean value:

, °С; (13)

, MPa (14)

The middle coefficient of isobaric thermal expansion:,

kJ/kg·K. (15)The mean value (CPDH):

(16)

The difference of temperatures and tensions:

, °С; (17)

, MPa; (18)The difference of gas enthalpy:

, kJ/kg. (19)

Efficiency of supercharger:

. (20)

The factor of operating conditions efficiency of supercharger:

. (21)

where n – efficiency of supercharger at still time.n0 – efficiency of supercharger at the beginning of

use or after upgrade at the compressed air plant.The regular determination η helps us to watch the

supercharger operating conditions.Some different magnitude shows us the operating

conditions factor and all state of gas-pumping units of the compressed air plant.

ConclusionsIMS GTC operates with the main indexes like tem-

perature, pressure, and consumption. It lets us to have a real time control under facility function mode and effec-tively handle with the basic of industry indexes of the gas pumping station. Mathematical, algorithmic tools and software are the basic components of given system that is why to put special emphasis is needed on devel-oping these elements.


2014, т. 12, № 2

REFERENCES1 Granovsky V.A. Dynamic measure-

ments. L. Energoatomizdat, 1984. 220 р. [in Russian].

2 Dobrynin S.A. Methodology and auto-mated experiment in dynamics of machines. M: Science, 1989. 293 р. [in Russian].

3 Digital information-measuring system. Theory and practice / A.F. Fomin [et al.] M.: Energoatomizdat, 1996. 446 р. [in Russian].

4 Kozachenko A.N. Compressor station gas mains. M.: Oil and Gas.1999. 460 р. [in Russian].


1 Грановский В.А. Динамические измерения. Л.: Энергоатомиздат, 1984. 220 с.

2 Добрынин С.А. Методическое и программное обеспечение автоматизиро-ванного эксперимента в динамике машин. М.: Наука, 1989. 293 с.

3 Цифровые информационно-измери-тельные системы. Теория и практика / Фомин А.Ф. [и др.]. М.: Энергоатомиздат, 1996. 446 с.

4 Козаченко А.Н. Эксплуатация ком-прессорных станций магистральных газо-проводов. М.: Нефть и газ, 1999. 460 с.

Z.H. Yagubov, Doctor of Engineering Sciences, Professor, Head of the Chair “Electrification and Automation of Technical Processes” FSBEI HPE “Ukhta State Technical University”, Ukhta, the Russian FederationЯгубов З.Х., д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой «Электрификация

и автоматизация технологических про-цессов» ФГБОУ ВПО УГТУ г. Ухта, Российская Федерация

V.V. Rochev, Postgraduate Student of the Chair “Electrification and Automation of Technical Processes” FSBEI HPE “Ukhta State Technical University”, Ukhta, the Russian FederationРочев В.В., аспирант кафедры «Электрификации и автоматизации тех-нологических процессов» ФГБОУ ВПО УГТУ г. Ухта, Российская Федерация


158Экология и промбезопасность

2014, т. 12, № 2

УДК 628.1РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОй ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРИБОРА ЭЛЕКТРОМАГНИТНОй ОБРАБОТКИ ВОДЫ В СИСТЕМЕ ОБОРОТНОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮщЕГО ЗАВОДАTHE RESULTS OF THE INDUSTRIAL USE APPLIANCE OF ELECTROMAGNETIC WATER TREATMENT IN THE WATER RECYCLING SYSTEM OF A GAS PROCESSING PLANT

В данной статье рассматривается проблема образования накипи на теплопере-дающих поверхностях теплообменных аппаратов в системе оборотного водо-снабжения газоперерабатывающего завода (ГПЗ) управления «Татнефте газ-переработка» Республики Татарстан из-за пересыщения воды по солям жестко-сти. В результате образования накипи в теплообменных аппаратах происходит недоохлаждение высокотемпературных газовых потоков, что влечет дополни-тельные материальные затраты на подготовку конечной продукции. Поэтому в системе оборотного водоснабжения были начаты испытания прибора электро-магнитной обработки воды (ПЭОВ), который был смонтирован на общем пода-ющем трубопроводе установки осушки и очистки газа от СО2 (УООГ). По этому трубопроводу вода подается на группу теплообменных аппаратов. Определение влияния ПЭОВ на процесс охлаждения высокотемпературного газа производи-лось по сравнению температурных режимов газовых потоков в двух параллельно эксплуатируемых одинаковых теплообменных аппаратах. Причем в первый теплообменный аппарат, как и на всю группу теплообменных аппаратов, подает-ся обработанная вода, а второй теплообменный аппарат эксплуатируется без электромагнитной обработки подаваемой воды. Начальные условия для двух систем практически одинаковы – подаются газ и вода из одного источника. Произведенные измерения температур газа на входе и выходе двух параллельно эксплуатируемых теплообменных аппаратов показали, что в первом теплообмен-ном аппарате происходит более интенсивное охлаждение высокотемпературного газа по сравнению с охлаждением газа во втором теплообменном аппарате.Для определения влияния ПЭОВ на эффективность теплообменных аппаратов По полученным значениям толщин накипи в обоих теплообменных аппаратах определяются их эффективности, сравнив которые можно сделать вывод, что применение ПЭОВ увеличивает эффективность теплообменного оборудования в 5 раз. В свою очередь это позволяет значительно снизить материальные затра-ты на прохождение воды через теплопередающие поверхности, т.е. снизить затраты на подготовку конечной продукции УООГ.

In this article deals with the problem of scale formation on the heat transfer surfaces of the heat exchangers in the system of recycling water supply Gas Processing Plant (GPP) control «Tatneftegazpererabotka» Republic of Tatarstan due to the supersaturation of water the hardness salts. As a result of scale formation in the heat exchangers occurs undercooling of high-temperature of gas streams, which entails additional material costs for the preparation of the final product. Therefore, in the system of recycling water supply were begun testing of device of electromagnetic treatment of water (EWTD), which was mounted on a common delivery pipe installation gas drying and purification of CO2 (ICDPG). With this pipeline, water is supplied to a group of heat exchangers. Determination of the influence EWTD on the cooling process of the high temperature gas was made on compared temperature regimes of gas flows in two parallel identical operated heat exchangers. Herewith on the first heat exchanger, as for whole group of heat exchangers ICDPG, is fed the treated water, and the second heat exchanger is operated without the electromagnetic treatment of fed water. The initial conditions for the two systems are almost identical - gas and water are served from a single source. Comparison gas temperatures upstream and downstream of the two parallel of identical heat exchangers is showed that in the first heat exchanger is occurs more intense cooling of the high-temperature gas, compared to the heat exchanger, which is used without electromagnetic water treatment. To determine the effect on the efficiency EWTD heat exchangers was made a calculation of the thickness of scum on their heat transfer surfaces on the difference calculated and experimental values of thermal resistance. According to the obtained values of the thickness of scum in both heat exchangers are determined their efficiency, comparing it is that we can conclude that the use of EWTD increases the efficiency of heat transfer equipment in 5 times. In turn, this allows to significantly reduce material costs for the passage of water through the heat transfer surfaces, i.e. reduce the costs of preparing the final product of the ICDPG.

Рунов Д.М., Лаптев А.Г.,Татарский научно-исследовательский

и проектный институт нефти ОАО «Татнефть», г. Бугульма,

Российская Федерация,ФГБОУ ВПО «Казанский

государственный энергетический университет»,

г. Казань, Российская Федерация

D.M. Runov, A.G. Laptev, Tatar Oil Research and Design Institute

of the «Tatneft» JSC, Bugulma, the Russian Federation,

FSBEI HPE «Kazan State Power Engineering University», Kazan, the

Russian Federation

Ключевые слова: накипь, электромагнитная обработка воды, термическое сопротивление, теплообменные аппараты, охлаждение, высокотем-пературный газ.

Key words: scum, electromagnetic treatment of water, thermal resistance, heat exchangers, cooling, high-temperature gas.

Основной проблемой при использовании воды в промышленности является образование накипи. В свою очередь образование накипи ведет к наруше-нию технологических циклов промышленных предприятий, преждевременному выходу обо-

рудования с теплопередающими поверхностями из строя, материальным затратам, связанных с очисткой


2014, т. 12, № 2

этого оборудования от накипи. Особенно остро проблема образования накипи на теплопередающих поверхностях стоит перед предприятиями с системами оборотного водоснабжения. Одним из таких предприятий является газоперерабатывающий завод (ГПЗ) управления «Татнефтегазпереработка» Республики Татарстан. Система оборотного ГПЗ управления «Татнефтегазпереработка» пред-назначена для обеспечения технической водой производственных объектов, включающая две подсистемы завода, по которым осуществляется циркуляция технической воды.

Одним из таких технологических циклов ГПЗ является установка осушки и очистки газа от СО2 (УООГ). Исходным сырьем установки является очищенный от механических примесей и капельной влаги нефтяной газ после компримирования. На данной установке производится осушка нефтяного газа от влаги и его очистка от углекислоты (СО2). На установке применяются две ступени осушки газа в контакторах (осушителях).

Первая ступень – осушка и очистка газа от СО2 жидкими поглотителями (абсорбционный процесс). Вторая ступень – доосушка газа твердыми поглотителями (адсорбционный процесс). Нефтяной газ проходит через слои поглотителя сверху вниз. После осушителя газ охлаждается в теплообменных аппаратах и поступает последовательно в сепараторы для отделения воды. Из сепараторов газ регенерации направляется на прием компрессоров, а вода из сепа-раторов дренируется в промканализацию. Охлаждение регенирированного адсорбента производится также сбросными газами с установки низкотемпературной конденсации и ректификации (УНТКР). Газ охлаждения проходит через осушитель снизу вверх, при этом нагревается и после осушителей также поступает в теплообменные аппараты установки ООГ. После теплообменных аппаратов охлажденный газ направляется в сепараторы для отделения воды, после чего на прием компрессоров.

Готовой продукцией установки является осушенный от влаги и очищенный от углекислоты нефтяной газ и жидкие углеводороды (компрес-сионный бензин). Осушенный и очищенный от углекислоты нефтяной газ, представляющий собой смесь предельных углеводородов – метана, этана, пропана, бутанов, пентанов и остальных компо-нентов – кислорода, азота, сероводорода, служит сырьем для УНТКР.

После теплообменных аппаратов газ регенерации и газ охлаждения поочередно направляются в сепараторы для отделения воды и далее на прием компрессоров. Т.е. основным технологическим про-цессом установки ООГ является подготовка сырья (осушка и очистка газа от СО2) для УНТКР для кото-рого применяются два вспомогательных процесса –

регенерация и охлаждение адсорбентов. В свою очередь для регенерации и охлаждения адсорбентов применяются печь, группа теплообменных аппара-тов и система оборотного водоснабжения ГПЗ. Печь предназначена для нагрева газа регенерации, а группа теплообменных аппаратов и система оборотного водоснабжения для охлаждения газа регенерации и газа охлаждения после адсорберов.

Вследствие того, что процесс охлаждения высокотемпературных газовых потоков в тепло-обменных аппаратах сопровождается образованием накипи на теплопередающих поверхностях, из-за пересыщения оборотной воды по солям жесткости, и их недоохлаждением предусмотрена допол-нительная осушка газа регенерации и газа охлаждения в осушителях для исключения уноса влаги во взвешенном состоянии. В этом случае потоки газа регенерации и газа охлаждения после осушителей повторно направляются на охлаждение в теплообменные аппараты.

Более эффективный отбор тепла от газа в теплообменных аппаратах позволит исключить технологические процессы связанные с его дополнительным охлаждением, а значит снизить затраты на подготовку конечной продукции установки ООГ и повысить ее эффективность.

Институтом «ТатНИПИнефть» и ОАО «КНИТИ ВТ» (г. Казань) разработан прибор электромагнитной обработки воды (далее ПЭОВ) [1] во взрыво-защищенном исполнении, испытания которого были начаты в системе оборотного водоснабжения ГПЗ [2]. ПЭОВ был смонтирован на общем подающем трубопроводе УООГ (рисунок 1), по нему оборотная вода подается на группу теплообменных аппаратов. На рисунке 1 представлены два теплообменных аппарата в трубные пучки, которых подается оборотная вода из общего подающего трубопровода. На первый (по ходу движения воды в общем подающем трубопроводе) теплообменный аппарат подается вода, прошедшая через электромагнитные волны, а на второй теплообменный аппарат подается вода без обработки. Для наглядности катушки-излучатели ПЭОВ изображены на подающей трубе первого теплообменного аппарата.

Выбор данного метода воздействия на воду обу-словлен рядом преимуществ по сравнению с тради-ционно используемыми методами водоподготовки. Для осуществления электромагнитной обработки воды требуются минимальные материальные затраты на электроэнергию, причем ее расход мини-мален, так как потребляемая мощность ПЭОВ составляет не более 50 Вт (на 300÷400 м3/ч), не тре-буется производить врезку в трубопровод, специ-ально подобранное количество катушек-излучателей попарно монтируются на нём. Механизм электро-магнитной обработки воды заключается в том, что соли жесткости выпадают в объёме воды, а не откла-


2014, т. 12, № 2

дываются на теплопередающей поверхности в виде твердых отложений [3].

Определение повышения эффективности теплообменных аппаратов за счет использования электромагнитной обработки воды производится по температурному режиму охлаждаемого газа (газ регенерации) на двух параллельно эксплуатируемых теплообменных аппаратов УООГ. Начальные условия для двух систем практически одинаковы – подаются вода и газ из одного источника. При этом на первый теплообменный аппарат, как и на всю группу теплообменных аппаратов УООГ, по общему трубопроводу подается обработанная вода, а второй теплообменный аппарат эксплуатируется без электромагнитной обработки подаваемой воды. Перед установкой ПЭОВ на общий подающий трубопровод УООГ, теплопередающие поверхности обоих теплообменных аппаратов были оценены на наличие накипи на теплопередающих поверхностях. Осмотр показал наличие твердых отложений одинаковой толщины в обоих теплообменных аппаратах (прохождение шомполов через трубные пучки затруднено).

По первому теплообменному аппарату наблюдается некоторая неравномерность температур газа на выходе, а также колебания разницы температур. То есть процесс теплопередачи происходит с течением времени неодинаково. Это может быть следствием того, что разрушение накипи на некоторых участках происходит неравномерно. По второму теплообменному аппарату наблюдается отно сительно равномерное распределение темпе-ратур газа на выходе из теплообменного аппарата.

При этом если сравнивать диапазон изменения температур газа до и после теплообменного

аппарата, зафиксировано некоторое превышение разницы температур газа на входе и выходе первого теплообменного аппарата по сравнению с разницей температур газа на входе и выходе второго теплообменного аппарата (рисунок 2). Это позволяет сделать вывод об увеличении коэффициента тепло-передачи теплопередающей поверхности в первом теплообменном аппарате, на который поступает вода, прошедшая через электромагнитные волны.

Для определения влияния промышленного образца ПЭОВ на эффективность эксплуатации теплообменного оборудования за счет предот-вращения образования накипи, и разрушения существующих твердых отложений рассчитаем толщины накипи по температурным режимам газа и воды двух параллельно эксплуатируемых одина-ковых теплообменных аппаратов в начальный период эксплуатации ПЭОВ.

Для каждого теплообменного аппарата определяются термические сопротивления по уравнению теплового баланса (расчетное значение) и тепловому расчету (экспериментальное значение) этих теплообменных аппаратов при известных температурных режимах газа и воды. По разнице расчетного и экспериментального значений термических сопротивлений определяем толщины накипи, соответствующие режимам эксплуатации теплообменных аппаратов. Расчетное значение термического сопротивления определяется по тепловой нагрузке теплообменного аппарата из уравнения теплового баланса, известной площади теплообмена и среднему температурному напору.

Для первого теплообменного аппарата, на который подается обработанная вода, температура

Рисунок 2. Температурный перепад газа в первом и втором теплообменных аппаратах


2014, т. 12, № 2

газа на входе 74 ºС, а на выходе 33 ºС, температура воды на входе в теплообменный аппарат 16 ºС, на выходе из теплообменного аппарата 18 ºС. Для второго теплообменного аппарата, на который подается необработанная вода, температура газа на входе 69 ºС, а на выходе 43 ºС, температура воды на входе в теплообменный аппарат 16 ºС, а на выходе из теплообменного аппарата 17,3 ºС (рисунок 3). Площадь теплообмена для каждого двухходового теплообменного аппарата составляет 40 м2, диаметр кожуха 426 мм, наружный и внутренний диаметры труб 0,025 м и 0,021 м соответственно. Объёмные расходы газовых потоков в теплообменные аппараты одинаковы и составляют в среднем по 12000 м3/ч.

Рисунок 3. Текущие значения изменений температур газа в первом и во втором теплообменных аппаратах в начальный период эксплуатации ПЭОВ

По формуле уравнения теплового балан са (1) определяем тепловую нагрузку теплообменных аппаратов:

(1)

где G1 – массовый расход газового потока, кг/сек; c1 – теплоёмкость газовых потоков, Дж/(кг·К);

– температура газового потока на входе и выходе из теплообменного аппарата, ºС.

Расчетные значения Qрасч для первого и второго теплообменных аппаратов составили 334 кВт и 210,6 кВт соответственно. По формулам (2), (3) определяем массовый расход воды и температурный напор в двух теплообменных аппаратах для определения из формулы (4) их расчетных значений коэффициентов теплопередачи:

(2)где G2 – массовый расход воды, кг/сек; c2 – теп-

лоемкость воды, Дж/(кг·К); – температура во ды на входе и выходе из теплообменного аппарата, ºС.

(3)

(4)

где kрасч. – коэффициент теплопередачи Вт/(м2·К); F – площадь теплообмена, м2; ∆tср. – температурный напор между охлаждающей и охлаждаемой средами,ºС.

По коэффициентам теплопередачи определяем термические сопротивления теплообменных аппаратов:

(5)

где Rрасч. – термическое сопротивление, (м2·К)/Вт.Расчетные коэффициенты теплопередачи и

рассчитанные по ним термические сопротивления

Теплообменный аппарат

Вода

Газ

Вода

Газ

Общий подающий трубопровод

Общий обратный трубопровод

Прибор электромагнитной обработки воды

Вода Теплообменный аппарат

Газ

Вода

Газ

Рисунок 1. Структурная схема теплообменного аппарата с электромагнитной обработкой воды (ПЭОВ на общем подающем трубо-проводе)


2014, т. 12, № 2

для первого и второго теплообменных аппаратов составили 255,76 Вт/(м2·К), 133,8 Вт/(м2·К) и 0,00391 (м2·К)/Вт, 0,00747 (м2·К)/Вт соответственно.

Необходимо отметить, что при определении расчетного значения термического сопротивления теплопередающей поверхности по коэффициенту теплопередачи, одним из слагаемых значений в его

знаменателе является :

(6)

где αв и αг – коэффициенты теплоотдачи для воды и газа соответственно, Вт/(м2·К); δст, λст и δн, λн – толщина и коэффициент теплопроводности тепло-передающей поверхности и накипи соответственно в м и Вт/(м·К).

Определение экспериментальных значений термических сопротивлений для теплообменных аппаратов производится по стандартной методике [4], по которой определяется коэффициент тепло-передачи для чистой поверхности:

(7)

где коэффициенты теплоотдачи αв и αг опре-деляются по уравнениям подобия тепловых процес-сов, числам Нуссельта для трубного (вода) и меж трубного (газ) пространств рассчитываемого теплообменного аппарата.

Расчет коэффициентов теплоотдачи для меж-трубного (газ) и трубного пространств (вод) тепло-обменных аппаратов производится по критериям Нуссельта, которые для их турбулентных режимов определяются по следующим формулам:

(8)

(9)

где индекс 1 – межтрубное пространство; индекс 2 – трубное пространство, индекс (ст.) – тепло-физические характеристики сред при температуре теплопередающей стенки; Re – число Рейнольдса; Pr – число Прандтля.

Число Рейнольдса для межтрубного и трубного пространств теплообменных аппаратов рассчитыва-ются по формулам:

(10)

(11)

где dнар. и dвн. – наружный и внутренний диаметры труб, м; w1, w2 – скорость газового потока и воды в трубном и межтрубном пространствах, м/сек; μ1 –

динамическая вязкость газового потока, кг/(м·с); ν2 – кинематическая вязкость воды, м2/сек.

Рассчитанные экспериментальные значения чисел Рейнольдса для первого и второго теплооб-менных аппаратов составили 104263, 53132 и 100258, 50838 соответственно. Число Прандтля рас-считывается по формуле:

(12)

где c – теплоемкость газового потока и воды, Дж/(кг·К); μ – динамическая вязкость газового потока и воды, кг/(м·сек); λ – теплопроводность газового потока и воды, Вт/(м2·К).

По рассчитанным экспериментальным значениям коэффициентов теплопередачи (kэксп.), которые для первого и второго теплообменных аппаратов составили 325,9 Вт/(м2·К) и 327,6 Вт/(м2·К) соответ-ственно, определяем соответствующие им экспери-ментальные значения термических сопротивлений Rэксп. по формуле 5. Для первого и второго тепло-обменных аппаратов рассчитанные экспе-риментальные значения термических сопротивлений составили 0,00307 (м2·К)/Вт и 0,00305 (м2·К)/Вт соответственно.

По рассчитанным расчетным и экспери-ментальным значениям коэффициентов тепло пере-дачи определяем разницу их термических значений:

(13)

Из этого уравнения находим искомую величину толщины накипи, соответствующую определенному режиму эксплуатации теплообменного оборудова-ния. Если расчетные и экспериментальные значения термических сопротивлений одинаковы, то процесс теплообмена между охлаждаемой и охлаждающей средами происходит без образования накипи на теплопередающей поверхности.

Для первого теплообменного аппарата, эксплуа-тирующегося в режиме электромагнитной обработки воды, разница расчетного и экспериментального значений термических сопротивлений составила 0,00084 (м2·К)/Вт, а для второго теплообменного аппарата, эксплуатирующегося в режиме без элек-тромагнитной обработки воды, эта разница термиче-ских сопротивлений составила 0,00442 (м2·К)/Вт. Принимая значения коэффициента тепло провод-ности накипи равным 0,7 Вт/(м·К) [5], определяем толщины накипи для двух режимов эксплуатации теплообменных аппаратов, которые для первого и второго теплообменных аппаратов составили 0,6 мм и 3 мм соответственно. Рассчитанные площади поверхности теплообмена по экспериментальным значения коэффициентов теплопередачи для первого и второго теплообменных аппаратов составили 31,4 м2 и 16,3 м2 соответственно, т.е. чем меньше толщина накипи на теплопередающей поверхности,


2014, т. 12, № 2

тем меньше разница фактической и рассчитанной площадей теплообмена.

Температурные режимы теплообменных ап паратов, по которым произведен расчет их терми-ческих сопротивлений, соответствует начальному этапу эксплуатации ПЭОВ. Необходимо отметить, что полученное значение толщины накипи при электромагнитном воздействии обусловлено тем, что накипь разрушается и переходит в состояние мелкодисперсной суспензии (соли кальция). Результаты периодических осмотров тепло пере-дающих поверхностей теплообменных аппаратов показали, что эта мелкодисперсная суспензия постепенно вымывается потоком воды. Т.е. результатом электромагнитной обработки воды является чистая поверхность теплообменных аппаратов, что повышает их эффективность за счет более глубокого охлаждения высокотемпературных газовых потоков. В свою очередь более низкие температуры перерабатываемого газа исключают необходимость проведения их дополнительного охлаждения.

Сравним эффективность параллельно эксплу-атируемых одинаковых теплообменных аппаратов по формуле Кирпичева [6]:

(14)

где – передаваемый тепловой поток, кВт; N – суммарная мощность, требуемая на прокачку воды через поверхность теплообмена, кВт:

(15)

G – массовый расход воды, кг/сек; ∆p – полное сопротивление, Па; ρ – плотность воды перед нагнетанием, кг/м3; η – кпд насоса.

Полное сопротивление Δp представляет собой сумму потерь давления на трение, местные сопротивления и затрат давления на создание скорости потока:

(16)Потеря давления на трение в прямых трубах:

(17)

где ξ – коэффициент сопротивления трения, без-размерная величина; m – число ходов; L – расчетная длина одной теплообменной трубы, м; ( ) – проходное сечение трубы, м; ωж. – скорость воды в трубе, м; ρ – плотность воды, кг/м3.

Площадь поперечного сечения труб определяется с учетом рассчитанных значений толщин накипи для двух теплообменных аппаратов:

(18)

Площадь поперечного сечения труб для первого теплообменного аппарата составила 0,01262 м2, а для второго теплообменного аппарата 0,00724 м2.

Далее определяются скорости потоков воды в трубном пространстве теплообменных аппаратов, значения которых составили 3,03 м/сек и 5,1 м/сек соответственно. По числам Рейнольдса определяем режимы течения воды в трубах теплообменных аппаратов [7]:

(19)

В обоих теплообменных аппаратах режим течения воды турбулентный при этом число Рейнольдса для первого теплообменного аппарата составляет 56332,4, а для второго теплообменного аппарата 71229,1. Поэтому коэффициент шерохова-тости рассчитывается по следующей формуле:

(20)

Рассчитанные значения коэффициентов трения при движении воды в трубах первого и второго теплообменных аппаратов составили 0,020512 и 0,019343 соответственно. Для первого теплообменного аппарата потери давления на трение 57,8·кПа, а для второго теплообменного аппарата 204·кПа. По [4] для коэффициентов местных сопро-тивлений ξj в трубном пространстве теплообменника примем следующие значения: входная и выходная камера ξ1=1,5; поворот на 180 ºС между ходами ξ2=2,5; вход в трубы или выход из них ξ3=1:

(21)

Для первого теплообменного аппарата потеря давления из-за местных сопротивлений 44,17 кПа, а во втором теплообменном аппарате - 125,3·кПа.

Затрата давления на создание скорости потока для первого теплообменного аппарата: 4,65·кПа, а для второго: 13,2·кПа:

(22)

Полное сопротивление потоку воды в первом теплообменном аппарате составило 106,6·кПа, а во втором теплообменном аппарате без электромагнит-ной обработки воды 342,5·кПа.

Тогда эффективность первого теплообменного аппарата составит 49,19, а второго теплообменного аппарата 9,9. Таким образом, можно сделать вывод, что применение ПЭОВ на установке ООГ увеличивает эффективность теплообменных аппаратов в 5 раз.

Определение интенсивности образования накипи, толщина которой на теплопередающих поверхностях теплообменного аппарата без электромагнитной обработки воды составляет 3 мм, производилось с помощью определения площади осевших частиц на экспериментальной стеклянной пластине, помещенной на входе необработанной воды в теплообменный аппарат на определенный промежуток времени (24 часа). Экспериментальная стеклянная пластина устанавливалась поперечно


2014, т. 12, № 2

движению потоку воды на 24 часа. Результаты этих исследований представлены на рисунке 4.

Рисунок 4. Экспериментальная стеклянная пластина с осевшими частицами накипи в режиме эксплуатации теплообменного оборудования без электромагнитного воздействия на воду

Площадь исследуемой поверхности (S1) стеклянной пластины, установленной на входе воды в теплообменный аппарат, составляет 12,93∙106 μкм2. Площадь, занимаемая осевшими частицами (S2), составила 1,26∙106 μкм2, что соответствует δ1=9,7% от общей площади исследуемой поверхности. Площадь поверхности теплообмена одной трубы радиусом 0,0105 м по внутреннему радиусу трубы (площадь поперечного сечения) определяется по формуле:

(23)

Поделив значение площади поверхности теплообмена на площадь исследуемой поверхности, определим количество таких участков в одной трубе теплообменного аппарата:

(24)

На каждом из этих участков число которых составляет 30593,8 образуется 1,26∙106 μкм2

(0,000001255 м2). Умножив площадь осевших частиц на х (количество участков) определим общую пло-щадь частиц на внутренней поверхности теплооб-мена в одной из труб теплообменного аппарата:

(25)

Определим общую площадь поперечного сечения трубы, сложив общую площадь частиц и площадь поперечного сечения одной из труб теплообменного аппарата:

(26)

Тогда внутренний радиус трубы составит:

(27)

Находим толщину накипи:

(28)Таким образом, можно сделать вывод, что за

сутки эксплуатации теплообменного оборудования

на чистых теплопередающих поверхностях теплообменного оборудования УООГ образуется накипь толщиной до 1мм.

Экономический эффект в результате промыш-ленной эксплуатации ПЭОВ на установке ООГ заключается в том, что на отбор 1 кВт тепла от высокотемпературного газа затрачивается в пять раз меньше суммарной мощности, необходимой для прохождения воды в теплообменном аппарате, чем в режиме его эксплуатации без электромагнитной обработки воды. На примере полученных результатов затрат энергии требуемых для охлаждения газа в двух параллельно эксплуатируемых теплообменных аппаратов произведем расчет экономии средств за счет электромагнитного воздействия на воду. Расчеты показали, что для отбора тепловой энергии (334,5 кВт) в режиме электромагнитной обработки воды требуется 6,8 кВт. При эксплуатации тепло обменного оборудования в режиме без электро магнитной обработки воды для отбора этого же количества тепла потребуется в пять раз больше энергии, т.е. (6,8 кВт×5=34 кВт). Разница зат ра чиваемой энергии для отбора одной и той же тепловой энергии (34кВт-6,8кВт=27,2 кВт) представляет собой дополнительные затраты связанные с проведением охлаждения газа ре генерации и газа охлаждения в одном из тепло-обменных аппаратов. Таким образом, для шести теплообменных аппаратов УООГ дополнительная мощность, необходимая для охлаждения газа, составит 163,2 кВт. В сутки дополнительное потребление электроэнергии на охлаждение газа на установке ООГ составит 3,9 МВт·ч, а в год - 14,3 ГВт·ч. Учитывая, что стоимость (тариф) 1 кВт·ч составляет 2 руб., дополнительные затраты на электроэнергию для охлаждения газа составят 2,8 млн руб. в год. Потребляемая мощность ПЭОВ не более 50 Вт, что в переводе на потребление электроэнергии в год составит 438 кВт·ч или 1,3 тыс. руб. в год, стоимость промышленного образца ПЭОВ во взрывозащищенном исполнении составляет около 0,5 млн. руб. Чистый экономический эффект в первый год эксплуатации ПЭОВ на установке ООГ составит 2,3 млн руб.

ВыводыСравнение (сравнительный анализ температур)

температур газа на входе и выходе из двух параллельно эксплуатируемых одинаковых тепло-обменных аппаратов показало, что в теплообменном аппарате, на который подается обработанная вода, происходит более интенсивное охлаждение газа (снижение температур с 74 до 33 ºС), по сравнению с теплообменным аппаратом, эксплуатирующемся без электромагнитной обработки воды (снижение температур с 69 до 43 ºС).

С помощью определения разницы расчетного и экспериментального значений термических сопротивлений определена толщина накипи на


2014, т. 12, № 2

одинаковых теплопередающих поверхностях теплообменных аппаратов, которые составили 0,6 мм и 3 мм для режимов их эксплуатации без электро-магнитной обработки воды и с электромагнитной обработкой воды соответственно. Это является свидетельством, что применение ПЭОВ в системе оборотного водоснабжения ГПЗ увеличивает эф фективность охлаждения газа в теплообменных ап паратах за счет нейтрализации образования накипи.

Приведена методика определения интенсивности образования накипи на теплопередающих по вер х-ностях теплообменных аппаратов по площади

оседающих частиц, которая дополнена определением толщины накипи. По этой методике установлено, что за сутки эксплуатации теплообменных аппаратов в режиме без электромагнитной обработки воды образуется до 1 мм накипи, что снижает площадь проходного сечения трубы на 18 %.

В результате внедрения ПЭОВ на установке ООГ повышается эффективность подготовки газа за счет снижения затрат, связанных с необходимостью дополнительного охлаждения газа регенерации и газа охлаждения.


1 Способ электромагнитной жидко-стей и устройство для его осуществления (варианты) / Р.З. Сахабутдинов [и др.] : пат. 2494048, Рос. Федерация. № 2012-119652/05; заявл. 12.05.12 ; опубл. 27.09.13 // БИ. 2013. 16 с.

2 Испытание физических методов пре-дотв ращения образования накипи в систе-ме оборотного водоснабжения/ Рунов Д.М. [и др.] // Оборудование и технологии для неф тегазового комплекса. 2012. №6. С. 26-30.

3 Тебенихин Е.Ф. Безреагентные мето-ды обработки воды в энергоустановках. М.: «Энергия», 1977. 184 с.

4 Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процес-сов и аппаратов химической технологии: учеб. пособие для вузов. 9-е изд., перераб. и доп. Л.: Химия, 1981. 560 с.

5 Белан Ф.И. Водоподготовка. 2-е изд., перераб. М.: Государственное Энерге-тическое Издательство, 1963. 318 с.

6 Гавра Т.Г., Михайлов П.М., Рис В.В. Тепловой и гидравлический расчет тепло-обменных аппаратов компрессорных уста-новок. Л.: ЛПИ, 1982. 72 с.

7 Расчет активной зоны и теплообмен-ника яОП-установки для утилизации ядерных отходов с учетом теплофизиче-ских ограничений/ Карелин А.В. [и др.] // Вопросы электромеханики. 2011. Т.122. С. 41-53.

REFERENCES1 Sposob elektromagnitnoy zhidkostey i

ustroystvo dlya yego osushchestvleniya (varianty)/R.Z. Sakhabutdinov [i dr.]: pat. 2494048, Ros. Federatsiya. № 2012119652/05; zayavl. 12.05.12 ; opubl. 27.09.13 // BI 2013. 16 s.[in Russian].

2 Ispytaniye fizicheskikh metodov predotvrashcheniya obrazovaniya nakipi v sisteme oborotnogo vodosnabzheniya/ Runov D.M. [i dr.] // Oborudovaniye i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa. 2012. №6. S. 26-30. [in Russian].

3 Tebenikhin Ye.F. Bezreagentnyye metody obrabotki vody v energoustanovkakh. M.: «Energiya», 1977. 184 s. [in Russian].

4 Pavlov K.F., Romankov P.G., Noskov A.A. Primery i zadachi po kursu protsessov i apparatov khimicheskoy tekhnologii: ucheb. posobiye dlya vuzov. 9-e izd., pererab. i dop. L.: Khimiya, 1981. 560 s. [in Russian].

5 Belan F.I. Vodopodgotovka. 2-e izd., pererab. M. : Gosudarstvennoye Energeticheskoye Izdatelstvo, 1963. 318 s. [in Russian].

6 Gavra T.G., Mikhaylov P.M., Ris V.V. Teplovoy i gidravlicheskiy raschet teplo-obmennykh apparatov kompressornykh ustanovok. L. : LPI, 1982. 72 s. [in Russian].

7 Raschet aktivnoy zony i teplo-obmennika YaOP-ustanovki dlya utilizatsii yadernykh otkhodov s uchetom teplo-fizicheskikh ogranicheniy/ Karelin A.V. [i dr.] // Voprosy elektromekhaniki. 2011. T.122. S. 41-53. [in Russian].

Рунов Д.М., инженер 2 категории «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть», г. Бу гульма, Российская ФедерацияD.M. Runov, Engineer 2nd category of the Tatar Oil Research and Design Institute of the «Tatneft» JSC, Bugulma, the Russian Federatione-mail: [email protected]

Лаптев А.Г., д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой «Технология воды и топлива» ФГБОУ ВПО КГЭУ г. Казань, Российская ФедерацияA.G. Laptev, Doctor of Engineering Science Professor, Head of the Chair «Water and Fuel Technologies», FSBEI HPE «Kazan State Power Engineering University», Kazan, the Russian Federation


2014, т. 12, № 2

UDС 628.1THE RESULTS OF THE INDUSTRIAL USE APPLIANCE OF ELECTROMAGNETIC WATER TREATMENT IN THE WATER RECYCLING SYSTEM OF A GAS PROCESSING PLANTРЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРИБОРА ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ОБРАБОТКИ ВОДЫ В СИСТЕМЕ ОБОРОТНОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

D.M. Runov, A.G. Laptev, Tatar Oil Research and Design Institute

(TatNIPIneft) of the «Tatneft» JSC, Bugulma, the Russian Federation, FSBEI HPE «Kazan State Power

Engineering University», Kazan, the Russian Federation

Рунов Д.М., Лаптев А.Г.,Татарский научно-исследовательский

и проектный институт нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть», г. Бугульма, Российская Федерация,

ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический

университет»,г. Казань, Российская Федерация

In this article deals with the problem of scale formation on the heat transfer surfaces of the heat exchangers in the system of recycling water supply Gas Processing Plant (GPP) control «Tatneftegazpererabotka» Republic of Tatarstan due to the super-saturation of water the hardness salts. As a result of scale formation in the heat exchangers occurs undercooling of high-temperature of gas streams, which entails additional material costs for the preparation of the final product. Therefore, in the system of recycling water supply were begun testing of device of electromagnetic treatment of water (EWTD), which was mounted on a common delivery pipe installation gas drying and purification of CO2 (ICDPG). With this pipeline, water is supplied to a group of heat exchangers. Determination of the influence EWTD on the cooling process of the high temperature gas was made on compared temperature regimes of gas flows in two parallel identical operated heat exchangers. Herewith on the first heat exchanger, as for whole group of heat exchangers ICDPG, is fed the treated water, and the second heat exchanger is operated without the electromagnetic treatment of fed water. The initial conditions for the two systems are almost identical – gas and water are served from a single source. Comparison gas temperatures upstream and downstream of the two parallel of identical heat exchangers is showed that in the first heat exchanger is occurs more intense cooling of the high-temperature gas, compared to the heat exchanger, which is used without electromagnetic water treatment. To determine the effect on the efficiency EWTD heat exchangers was made a calculation of the thickness of scum on their heat transfer surfaces on the difference calculated and experimental values of thermal resistance. According to the obtained values of the thickness of scum in both heat exchangers are determined their efficiency, comparing it is that we can conclude that the use of EWTD increases the efficiency of heat transfer equipment in 5 times. In turn, this allows to significantly reduce material costs for the passage of water through the heat transfer surfaces, i.e. reduce the costs of preparing the final product of the ICDPG.

В данной статье рассматривается проблема образования накипи на теплопере-дающих поверхностях теплообменных аппаратов в системе оборотного водо-снабжения газоперерабатывающего завода (ГПЗ) управления «Татнефтегаз-переработка» Республики Татарстан из-за пересыщения воды по солям жест-кости. В результате образования накипи в теплообменных аппаратах происхо-дит недоохлаждение высокотемпературных газовых потоков, что влечет дополнительные материальные затраты на подготовку конечной продукции. Поэтому в системе оборотного водоснабжения были начаты испытания при-бора электромагнитной обработки воды (ПЭОВ), который был смонтирован на общем подающем трубопроводе установки осушки и очистки газа от СО2 (УООГ). По этому трубопроводу вода подается на группу теплообменных аппаратов. Определение влияния ПЭОВ на процесс охлаждения высокотемпе-ратурного газа производилось по сравнению температурных режимов газовых потоков в двух параллельно эксплуатируемых одинаковых теплообменных аппаратах. Причем в первый теплообменный аппарат, как и на всю группу теплообменных аппаратов, подается обработанная вода, а второй теплообмен-ный аппарат эксплуатируется без электромагнитной обработки подаваемой воды. Начальные условия для двух систем практически одинаковы – подаются газ и вода из одного источника. Произведенные измерения температур газа на входе и выходе двух параллельно эксплуатируемых теплообменных аппаратов показали, что в первом теплообменном аппарате происходит более интенсив-ное охлаждение высокотемпературного газа по сравнению с охлаждением газа во втором теплообменном аппарате.По полученным значениям толщин накипи в обоих теплообменных аппаратах определяются их эффективности, сравнив которые можно сделать вывод, что применение ПЭОВ увеличивает эффективность теплообменного оборудования в 5 раз. В свою очередь это позволяет значительно снизить материальные затраты на прохождение воды через теплопередающие поверхности, т.е. сни-зить затраты на подготовку конечной продукции УООГ.

Key words: scum, electromagnetic treatment of water, thermal resistance, heat exchangers, cooling, high-temperature gas.

Ключевые слова: накипь, электромагнитная обработка воды, термическое сопротивление, теплообменные аппараты, охлаждение, высокотем-пературный газ.


2014, т. 12, № 2

The main problem in the use of water in industry is the formation of scum on heat transfer surfaces due to supersaturation liquid hardness salts. In turn, the formation of scum leads to a violation of technological cycles of industrial enterprises, premature equipment failure heat transfer surfaces, material costs associated with cleaning of the equipment from scum. Particularly acutely problem by the formation of scum on heat transfer surfaces is facing enterprises with water recycling systems. One of these companies is the gas processing plant (GPP) «Tatneftegazpererabotka» Republic of Tatarstan. Water recycling system of a GPP «Tatneftegazpererabotka» provides technical water production facilities, including two subsystems of the plant, in which technical water is circulated. One such technology is the installation of GPP cycles drying and purification of CO2 gas (ICDPG). Feedstock is petroleum gas which cleaned from mechanical impurities and condensed moisture after compression. On this unit is made drying oil gas from moisture and cleaning its of carbonic acid (CO2). On the unit is using two stage of the gas dehydration in the contactors (dehydrators). The first step – drying and cleaning of the gas from CO2 by liquid sinks (absorption process). The second stage – drying of the gas by solid sinks (adsorption process). Petroleum gas passes through the layers from the top to the bottom of the absorber. After desiccant the gas is cooled in heat exchangers and arrives sequentially in the separators for separating water. Gas of regeneration from the separator is sent to the reception of the compressors, and the water from the separators drains off into industrial canalization. Cooling of the regenerated the adsorbent is also produced with waste gases with a installation of the low-temperature condensation and rectification (ILTCR). Gas of the cooling passes through the dryer from the bottom upwards, and herewith gas is heating and after dryers also arrives to heat exchangers of the installation of cycles drying and purification of gas (ICDPG). After heat exchangers cooled gas is sent to the water separator for separating water and then to the compressors of reception. Finished products of installation is the petroleum gas and liquid hydrocarbons (compression gasoline) are drained from moisture and are purified from carbon dioxide. Dry and purified petroleum gas from the carbonic acid , which is a mixture of saturated hydrocarbons – methane, ethane, propane, butanes, pentanes and other components - oxygen, nitrogen, hydrogen sulfide, is the raw material for a installation of the low-temperature condensation and rectification (ILTCR). After heat exchangers the gas of regeneration and gas of cooling alternately are sent into the water separators and further on reception compressors. I.e. basic installation process is the preparation of raw materials (drying and cleaning of gas from CO2) for ILTCR for which apply two auxiliary process –regeneration and cooling adsorbents. In turn, for the regeneration and cooling adsorbents used oven, a group of heat exchangers and water recycling system GPP. The

furnace is designed to heat the gas of regeneration, but a group of heat exchangers and water recycling system for cooling the gas of regeneration and gas cooling after adsorbing. Because the high-temperature gas cooling process streams in heat exchangers is accompanied by the formation of scum on heat transfer surfaces, due to supersaturation of recycled water by hardness salts, and their insufficient cooling, it is provided additionally drying the gas of regeneration in order to avoid entrainment of the moisture in suspension state. In this case, after dryers the regeneration gas flows and gas cooling are re-directed to the cooling in heat exchangers. More efficient selection of the heat from the gas in heat exchangers would eliminate processes associated with the additional cooling, and thus reduce the costs of preparing of the final product install CDPG and improve the efficiency. Institute «TatNIPIneft» and JSC «Kazan Research Institute of Technology Computer Engineering» (Kazan) developed electromagnetic water treatment device (hereinafter EWTD) [1], in explosion-proof version, tests which have been initiated in water recycling system GPP [2]. EWTD was mounted on a common supply pipe (ICDPG) (Figure 1) and by pipe the recycled water is supplied to the group of heat exchangers. Figure 1 shows two heat exchangers with the tube bundle whereto the water is supplied from a common supply piping. For the first (in the direction the movement of water in the flow pipeline) heat exchanger is supplied with water that passed through the electromagnetic waves, and the second heat exchanger is supplied with water without treatment. For clarity, coil emitters EWTD are showed on the supply pipe of the first heat exchanger. For the implementation of electromagnetic water treatment requires minimal material costs for electricity, and its consumption is minimal, since the power consumption EWTD not more than 50 W (300 ÷ 400 m3/h) it is not required to produce incut in the pipeline, specially selected number of coils emitters pair wise mounted thereon.

This method of exposure for the water was chosen due to a number of advantages over traditionally used water treatment methods. Mechanism of the electromagnetic water processing is that the hardness salts fall out in water volume, and are not deposited on the heat transfer surface as solids [3]. Definition improve efficiency of heat exchangers by using electromagnetic water treatment is produced per the temperature regime of the cooled gas (gas of the regeneration) on two parallel the heat exchangers installation CDPG. The initial conditions for the two systems are almost identical – water and gas are fed from the same source. Herewith on the first heat exchanger, as for whole group of heat exchangers ICDPG, is fed the treated water from common supply pipe, and the second heat exchanger is operated without the electromagnetic treatment of fed water. Before installing EWTD on common supply pipe ICDPG, both the heat transfer surfaces of heat exchangers


2014, т. 12, № 2

were evaluated for the presence of scum on heat transfer surfaces. Examination showed the presence of solid deposits of the identical thickness in both heat exchangers (passage through the tube bundles ramrod difficult). On the first heat exchanger, is observed unevenness of the temperature gas in the outlet and also fluctuations in the temperature difference. That is the process of heat transfer occurs over time differently. This may be due to the fact that the destruction of scum in some areas occurs uneven. On the second heat exchanger is observed a relatively uniform distribution of the gas temperatures at the outlet of heat exchanger. Thus when comparing the range of temperatures of gas before and after the heat exchanger, was fixed the increase of the gas temperature difference at the inlet and outlet of the first heat exchanger as compared with the temperature difference between the gas inlet and outlet of the second heat exchanger (Fig. 2). This allows to conclude about increase in the heat transfer coefficient of heat transfer surface in the first heat exchanger, on which receives the water which has passed through the electromagnetic waves.

To determine the influence of the industrial sample EWTD on operational efficiency of heat transfer equipment by preventing scum formation and destruction of existing solid deposits we will calculate the thickness of the scum by the temperature regimes of gas and water on two parallel identical heat exchangers operated in the initial period of operation EWTD. For each heat exchanger is determined thermal resistance by the equation of heat balance (calculated value) and by the thermal calculation (experimental value) of these heat exchangers at known temperature regimes gas and water. By the difference of calculated and experimental values of thermal resistance we define the thickness of the scum corresponding to the modes of operation of the heat exchangers. Calculated value of the thermal resistance is determined by the heat load of the heat

exchanger from the heat balance equation, known area of heat exchange and the average temperature pressure. For the first heat exchanger to which is supplied treated water, an inlet gas temperature of 74 ºC and at the outlet 33 ºC, the temperature of the water entering the heat exchanger 16 ºC, at the outlet of heat exchanger 18 ºC. For the second heat exchanger, to which is supplied untreated water, inlet gas temperature 69 ºC and outlet 43 ºC, the temperature of the water at the inlet to the heat exchanger is 16 ºC, and at

the outlet of the heat exchanger 17.3 ºC (Fig. 3). The heat transfer area for each two-way heat exchanger is 40 m2, shell diameter of 426 mm, the outer and inner diameters of pipes 0.025 m and 0.021 m, respectively. Volumetric gas flow in heat exchangers are the same and are on average is 12000 m3/h.

Figure 3. Current values of changing gas temperatures in the first and the second of heat exchangers in the initial period of operation EWTD

According to the formula the heat balance equation (1) we determine the heat load of heat exchangers:

(1)

Wherein G1 – the mass gas flow rate, kg/s; с1 – spe-cific heat of gas flows, J / (kg·К); – the tempera-ture of the gaseous flow at the inlet and outlet of the heat exchanger, ºC.

Calculated values Qcalc. for the first and second heat exchangers totaled 334 kW and 210.6 kW respectively.

According to formulas (2) and (3) we define the mass of flow rate water and temperature pressure in the two heat exchangers for determination from the formula (4) their calculated values of heat transfer coefficient.

(2)

The heat exchanger

Wa

ter

Gаs

Wa

ter

Gаs

Common supply pipe

Common return pipe

Electromagnetic water treatment device

Wa

ter

The heat exchanger

Gаs

Wa

ter

Gаs

Figure 1. Structure diagram of a heat exchanger with electromagnetic water treatment (EWTD on common supply pipe)


2014, т. 12, № 2

where G2 – the water mass flow rate, kg /s; с2 – capacity of water, J / (kg·К); – the water tem-perature at the inlet and outlet of the heat exchanger, ºC

(3)

(4)

wherein, kcalc. – heat transfer coefficient W/(m2·K); F – area of heat transfer, m2; – temperature differ-ence between the cooling and of the cooling medium, ºC.

Thermal resistance of heat exchangers is defined by heat transfer coefficients:

(5)

where, Rcalc. – the thermal resistance (m2·h)/watt.The calculated heat transfer coefficients and calcu-

lated by them thermal resistances of the first and second heat exchangers are amounted 255.76 W/(m2·K), 133.8 W/(m2·K), and 0.00391 (m2·h)/W, 0.00747 (m2·K) /W respectively.

It should be noted that in determining the calculated value of the thermal resistance the heat transfer surfaces by the heat transfer coefficient, one of the values of its denominator is :

(6)

where, αw and αg – the heat transfer coefficients for water and gas, respectively, W/(m2·K); δst, λst and δs, λs – the thickness and coefficient thermal conductivity of the heat transfer surface and to scum, respectively, and m W/(m·K).

Determination of the experimental values of thermal resistance for heat exchangers are made by the standard methods [4], which are determined by the heat transfer coefficient for the clean surface:

(7)

where, the heat transfer coefficients αw and αg are defined by equations the similarity of thermal processes, the Nusselt number for tube (water) and shell side (gas) spaces of calculated heat exchanger.

Calculation of heat transfer coefficients for the shell side (gas) and tube spaces (water) of the heat exchangers are made by the Nusselt criteria, which for turbulent regimes are determined by the following formulas:

(8)

(9)

where, index 1 – the shell side space; Index 2 – tube space, index (st.) – thermophysical characteristics of environment at a temperature of the wall of the heat transfer; Re – Reynolds number; Pr – Prandtl number.

Reynolds number for the shell-side and tube spaces of the heat exchangers calculated by the formulas:

(10)

(11)

where, dext и dint – outer and inner diameters of pipes, m; ω1,ω2 – gas flow speed and water in the shell side and the tube spaces m/sec; μ1 – the dynamic viscosity of the gas flow, kg / (m·s); ν2 – kinematic viscosity of water, m2/sek.

Calculated experimental values of Reynolds numbers for the first and second heat exchangers totaled 104263, 100258 and 53132, 50838, respectively. Prandtl number is calculated by the formula:

(12)

where, c – the heat capacity of the gas stream and water, J/(kg·K); μ – the dynamic viscosity of the gas and

Figure 2. Gas temperature differential in the first and second heat exchangers


2014, т. 12, № 2

water flow, kg/(m·s); λ – thermal conductivity of the gas stream and water, W/(m2·K).

Calculated values of the experimental heat transfer coefficients (Kop.), which for the first and second heat exchangers are amounted 325.9 W/(m2·K) and 327.6 W/(m2·K), respectively, we are define the corresponding them experimental values of thermal resistance Rop. by the formula 5. For the first and second heat exchangers the calculated experimental values of thermal resistance amounted 0.00307 (m2·K) / W and 0.00305 (m2·K) / W respectively.

According to the calculating and experimental values of the heat transfer coefficients we define the difference their thermal values:

(13)

From this equation, we find the required value of the thickness of the scum corresponding to a certain mode of operation of heat transfer equipment. If the calculated and experimental values of the thermal resistances are the indentical, the process of heat exchange between the medium to be cooled and the cooling medium takes place without the formation of scum on the heat transfer sur-face. For the first heat exchanger which is operating in mode electromagnetic water treatment, the difference calculated and experimental values of thermal resistance is amounted 0.00084 (m2 K)/W, and for the second heat exchanger, which is operating in regime without electro-magnetic water treatment, this difference of thermal resistance is amounted 0.00442 (m2·K)/watt. Taking the values of coefficient of the thermal conductivity scum of 0.7 W/(m·K) [5], we define the thickness of the scum for the two modes of operation of the heat exchangers, which are for the first and second heat exchangers amounted of 0.6 mm and 3 mm respectively. The calculated surface area of heat transfer from the experimental values of the heat transfer coefficients for the first and second heat exchangers are amounted of 31.4 m2 and 16.3 m2 respec-tively, i.e. less than the thickness of scum on the heat transfer surface, the smaller the difference between cal-culated and an actual heat transfer area. The temperature regimes of the heat exchangers by which was made a calculation of thermal resistances, corresponds to the ini-tial operational phase EWTD. It should be noted that the value obtained the thickness of scum by the electromag-netic influence is caused by the fact that the scum col-lapses and turns into a dust suspension (calcium salt). The results of periodic inspections of the heat transfer surfaces of heat exchangers have shown that this a dust suspension was gradually washed out by a stream of water. I.e. result of electromagnetic water treatment is the net surface heat exchangers, which increases their effi-ciency through more deeper cooling of high gas flows. In turn, the more lower temperature of the treated gas excludes the need for additional of cooling.

Compare the effectiveness of identical heat exchangers by the formula Kirpichiov [6]:

(14)

where, – the transmitting heat flux, kW; N – the total power required to pump water through the heat exchange surface, kW:

(15)

G – a mass flow rate of the water, kg/s; ∆p – imped-ance Pa; ρ – Density of water prior to injection, kg/m3; η – the efficiency of the pump.

Impedance Δp represents the sum of the pressure losses for the friction, local resistance and costs of the pressure for establish the flow velocity:

(16)The pressure loss due to friction in straight pipes:

(17)

where ξ – coefficient of friction resistance, dimen-sionless quantity; m – number of moves; L – the calcu-lated length of one heat exchange tube, m; (d0-2∙δsc) – orifice tube, m; ωw. – the water velocity in the pipe in meters; pw – water density, kg/m3.

The cross sectional area of pipes is determined by taking into account the calculated values thicknesses of the scum for the two heat exchangers:

(18)

Sectional area of the pipes for the first heat exchanger was 0.01262 m2, and for the second heat exchanger 0.00724 m2. Hereinafter defines the flow velocity of the water in the tube of heat exchangers, the values of which amounted to 3.03 m/s and 5.1 m/s respectively.

In according with the Reynolds number of we define flow regimes water in the pipes of heat exchangers [7]:

(19)

In both heat exchangers, regime of the water flow is turbulent and the Reynolds number for the first heat exchanger amounted 56332.4, and for the second heat exchanger 71229.1. Therefore, roughness coefficient is calculated by the following formula:

(20)

The calculated values of the coefficients of friction when water moves in the pipes first and second heat exchangers amounted 0.020512 and 0.019343 respec-tively. For a first the heat exchanger is losses of pressure due to friction amounted 57,8 kPa, and for the second heat exchanger 204 kPa. According to formula [4] for the coefficients of local resistance ξj in the tube of the heat exchanger we will take the following values: the input and output of the camera ξ1=1.5; rotation on 180 ºC between of the moves ξ2=2.5; entrance to or exit from the pipe ξj3=1 are:

(21)


2014, т. 12, № 2

For the first heat exchanger is loss pressure due to local resistance amounted 44,17 kPa, and for the second heat exchanger – 125.3 kPa.

Costs of the pressure for create a flow rate for the first heat exchanger: 4.65 kPa, and for the second: 13.2 kPa:

(22)

Impedance of flow water in the first heat exchanger was 106.6 kPa, and in the second heat exchanger unit without the electromagnetic water processing 342.5 kPa. The effectiveness of the first heat exchanger will be 49.19, and the second heat exchanger 9.9. Thus, we can conclude that the use of EWTD in installation CDPG increases the efficiency of heat exchangers 5 times. Determination of intensity the formation of scum, the thickness of which on the heat transfer surfaces of the heat exchanger without electromagnetic water treatment is 3 mm, was performed with the help of determining the area of particles deposited on an experimental glass plate which is placed at the input of untreated water in the heat exchanger for a certain period of time (24 hours). Experimental glass plate was mounted transversely of the water flow for 24 hours. The results of these studies are presented in Figure 4.

Figure 4. Experimental glass plate with the settled particles of scum

in the operation mode of heat transfer equipment without electromagnetic effects on water

The area of Investigated surface (S1) of the glass plate which is mounted on the water inlet in the heat exchanger is 12,93∙106 μкм2. The area occupied by deposited particles (S2), amounted 1,26∙106 μкм2, which corresponds δ1=9,7% from the total area of the surface under study. The heat exchange surface area of one pipe radius 0.0105 m by the inner radius of the pipe (cross-sectional area) is given by:

(23)Dividing the value of the surface area of heat transfer

on the area of studied surface, we define the number of such sectors in a single tube of the heat exchanger.

(24)

On each of these sectors the number of which is amounted 30593.8 is formed 1.26∙106 μкм2

(0.000001255 m2). We multiply the area of deposited particles by x (number of sectors) we define the total area of the particles on the inner surface of the heat exchange in one of the tubes of the heat exchanger:

(25)We define a total cross sectional area of the tube, by

folding the total area of the particles and the cross sectional area of one of the tubes of the heat exchanger:

(26)

The inner radius of the pipe will be:

(27)

We find the thickness of the scum:

(28)Thus, we can make a conclusion that per 24 hours

operation of heat exchange equipment on clean heat trans-fer surfaces of heat exchange equipment ICDPG is formed the scum up to 1mm. Economic benefit from the industrial exploitation EWTD in installation CDPG is that for the selection of 1 kW of heat from the high-temperature gas is expending less than five times from the total power required for passing water in a heat exchanger than in its mode of operation without electromagnetic treatment of water. On an example of the results of energy consumption required for cooling the gas in two parallel of the heat exchangers we produce savings of costs due to the electro-magnetic effects on water. Calculations showed that for selection of thermal energy (334.5 kW) in mode of elec-tromagnetic water treatment requires 6.8 kW. When oper-ating in the mode of heat transfer equipment without electromagnetic water treatment for the selection of the same amount of heat is required in five times more energy, i.e. (5×6.8 kw = 34 kw). The difference of the consumed energy for the selection of one and the same heat energy (6-34kW, 8kW = 27.2 kW) represents an additional cost related to the cooling of gas of regeneration and the cooling gas in the heat exchangers. Thus, for the six heat exchang-ers ICDPG, the extra power which is need for cooling gas will amount 163.2 kW. Per 24 hour the additional energy consumption for cooling gas at the ICDPG will be 3.9 MW·h, and in the year – 14.3 GW·h. Given that the cost (rate) 1 kW·h is 2 rub., additional of energy power costs for cooling the gas will be 2.8 million rub. per year. Power consumption EWTD no more than 50 watts, which trans-lates into energy consumption per year will amount 438 kW·h or 1.3 thous.rub. per year, the cost of industrial sample EWTD in explosion-proof version is about 0,5 mil-lion rubles. Net benefit in the first year of operation EWTD on the CDPG will amount 2.3 million rub.

Сonclusions1 Comparison (comparison temperature) gas

temperatures upstream and downstream of the two parallel operated of identical heat exchangers is shown that in the heat exchanger in which is supplied the treated water occurs more intense cooling of the gas


2014, т. 12, № 2

(reducing the temperature from 74 ºC to 33 ºC), compared to the heat exchanger, which is used without electromagnetic water treatment (reduction of temperature from 69 ºC to 43 ºC).

2 With the help of determining the difference calculated and experimental values of thermal resistance determined the thickness of the scum on the identical heat transfer surfaces of heat exchangers, which amounted to 0.6 mm and 3 mm for their modes of operation without electromagnetic water treatment and with electromagnetic water treatment, respectively. This is evidence that the use of the system EWTD in the water recycling system GPP increases the efficiency of gas cooling in heat exchangers due to the neutralization of scum formation.

3 The technique of determining the intensity of scale formation on the heat transfer surfaces of the heat exchangers on the area of the deposited particles, which is supplemented the definition the thickness of the scum. By this method found that per twenty-four hours operation of heat exchangers in the regime without electromagnetic treatment of water is formed scum to 1 mm, which reduces the passage area of the tube by 18%.

4 As a result of the introduction EWTD on the installation of cycles drying and purification of the gas (ICDPG) is increased the efficiency of gas treatment by reducing the costs associated with the need for additional cooling gas of the regeneration and gas of the cooling.

REFERENCES1 The method of electromagnetic

processing of liquids and device for its implementation (options)/ R.Z. Sakha-butdinov [and other]: Pat. 2494048 RF, № 2012119652/05; stated 12.05.12; pub. 27.09.13// LI 2013. 16 p. [in Russian].

2 Tests of the physical methods prevent scum formation in the water recycling system /D.M.Runov [and other] // Equipment and technologies for oil and gas industry. 2012. №6. P. 26-30. [in Russian].

3 Tebenikhin E.F. Nonchemical methods of water treatment in power plants. M.: «Energy», 1977. 184 p. [in Russian].

4 Pavlov K.F., Romankov P.G.,. Noskov A.A Examples and problems at the rate of processes and devices of chemical technology: textbook for universities. 9nd ed., rev. and add. L.: Chemistry, 1981. 560 p. [in Russian].

5 Belan F.I. Water treatment. 2nd ed. rev. M.: State Energy Publishing, 1963. 318p. [in Russian].

6 Gavra T.G., Mikhailov P.M., Ris V.V. Thermal and hydraulic calculation of heat exchangers compressor units. Textbook. L.: LPI, 1982. 72 p. [in Russian].

7 Calculation of the active zone and heat exchanger YAOP-unit for nuclear waste disposal, taking into account the thermal constraints / Karelin A.V. [and other] // Questions Electromechanics. 2011. T.122. P. 41-53. [in Russian].


1 Способ электромагнитной жидкостей и устройство для его осуществления (вариан-ты) / Р.З. Сахабутдинов [и др.] : пат. 2494048, Рос. Федерация. №20121 196 52/ 05; заявл. 12.05.12; опубл. 27.09.13 // БИ. 2013. 16 с.

2 Испытание физических методов пре-дотвращения образования накипи в системе оборотного водоснабжения/ Рунов Д.М. [и др.] // Оборудование и технологии для нефте-газового комплекса. 2012. №6. С. 26-30.

3 Тебенихин Е.Ф. Безреагентные методы обработки воды в энергоустанов-ках. М.: «Энергия», 1977. 184 с.

4 Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процес-сов и аппаратов химической технологии: учеб. пособие для вузов. 9-е изд., перераб. и доп. Л.: Химия, 1981. 560 с.

5 Белан Ф.И. Водоподготовка. 2-е изд., перераб. М.: Госэнергоиздат, 1963. 318 с.

6 Гавра Т.Г., Михайлов П.М., Рис В.В. Тепловой и гидравлический расчет тепло-обменных аппаратов компрессорных уста-новок. Л.: ЛПИ, 1982. 72 с.

7 Расчет активной зоны и теплообмен-ника яОП-установки для утилизации ядер-ных отходов с учетом теплофизических огра-ничений / Карелин А.В. [и др.] // Вопросы электромеханики. 2011. Т.122. С. 41-53.

D.M. Runov, Engineer 2nd category of the Tatar Oil Research and Design Institute

(TatNIPIneft) of the «Tatneft» JSC, Bugulma, the Russian Federatione-mail: [email protected]Рунов Д.М., инженер 2 категории Татар-ского научно-исследовательского и проект-ного института (ТатНИПИ нефть) ОАО «Татнефть», г. Бугульма, Российская Федерация

A.G. Laptev, Doctor of Engineering Science Professor, Head of the Chair «Water and Fuel Technologies», FSBEI HPE «Kazan State Power Engineering University», Kazan, the Russian FederationЛаптев А.Г., д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой «Технология воды и топлива» ФГБОУ ВПО КГЭУ г. Казань, Российская Федерация


2014, т. 12, № 2

УДК 658.382.3:622.24

ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКОй СИСТЕМЫ ДЛЯ НОРМАЛИЗАЦИИ МИКРОКЛИМАТА В НЕФТЯНОй ШАХТЕPROSPECTS FOR NORMALIZATION TELEMETRY SYSTEM CLIMATE IN OIL MINE

Рассматриваются вопросы повышения трудоспособности работников в нефтя-ных шахтах. Непрерывное проветривание горных выработок является одним из основных условий безопасности труда в шахтах. Приводятся особые требования, учитывающие особенности ведения работ в подземных условиях. Отмечены предельно допустимые концентрации ядовитых веществ, пределы взрываемости некоторых горючих газов в воздухе шахт. Создание оптимальных условий труда при шахтной добыче нефти связано с бесперебойной работой системы контроля за состоянием шахтной атмосферы и управления. Отмечено, что неудачный выбор мест дислокации и числа измерителей, дефицит информации на диспет-черском пункте на любом участке приводят к возникновению аварийной ситуа-ции. Самое главное, такого рода нарушения влияют на здоровье людей, пред-ставляют опасность для ведения работ. Поэтому рекомендуется контролировать некоторые параметры жизнедеятельности человека в подземных условиях. Для контроля нужных параметров разработан беспроводной пульсометр и телеметри-ческая система для передачи информации. Отмечено, что с помощью измерения пульса человека можно определить энергозатраты и по их данным определяют тяжесть труда, для чего имеются нормативные документы. С помощью разрабо-танной телеметрической системы передается информация о температуре челове-ка и частоте дыхания. Эта информация может быть использована для розыска и получения данных о состоянии работников после возникновения чрезвычайных ситуаций в шахте. С помощью подобных систем можно создавать индивидуаль-ный, комфортный для конкретной группы работников (шахтеров) внутришахт-ный микроклимат. Такой подход, безусловно, положительно влияет на произво-дительность труда и позволит снизить вероятность возникновения ошибок.

The article examines the increasing employability in oil mines. Continuous ventilation mine workings is a major safety conditions in the mines. Are special requirements, taking into account the peculiarities of work in underground conditions. Marked maximum allowable concentrations of toxic substances, explosive limits certain combustible gases in air shafts. Create optimal working conditions at the mine oil associated with the smooth operation of the system of control over the state of the mine atmosphere and management. Noted that an unfortunate choice of locations and the number of dislocations meters, lack of information on the control center by any stretch give rise to an emergency. Most importantly, such disorders affect people’s health, are a danger to working practices. It is therefore recommended to monitor certain parameters of human life in underground conditions. To control the relevant parameters developed a wireless heart rate monitor and a telemetry system for transmitting information. It is noted that by measuring the human heart rate and the energy consumption can be determined according to the energy determined by the severity of labor, for which there are regulations. The developed telemetry system to transmit information about temperature and the frequency of human breathing. This information can be used to search for and retrieve data on the status of workers after emergencies mine. With these systems, you can create personal, comfortable for a particular group of workers (miners) intramine microclimate. This approach certainly has a positive effect on productivity and will reduce the likelihood of errors.

Цхадая Н.Д., Жуйков А.Е., Ягубов З.Х., Ягубов Э.З.,ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет», г. Ухта, Российская Федерация

N.D. Tskhadaya, A.E. Zhuikov, Z.H. Yagubov, E.Z. Yagubov,FSBEI НРЕ “Ukhta State Technical University”, Ukhta,the Russian Federation

Ключевые слова: нефтяная шахта, микрокли-мат, трудоспособность работников, беспроводной пульсометр, телеметрическая система.

Key words: oil mine, microclimate, disabled work-ers, wireless heart rate monitor, telemetry system.

Многочисленные исследования, проводимые непосредственно в подземных горных выработках, показали, что на всех технологических объектах кон-троль за состоянием нефтешахтной атмосферы имеет важное значение для предупреждения взрыво-опасной ситуации. От состояния вентиляции нефтя-

ных шахт зависят безопасность на рабочих местах, санитарно-гигиенические условия работы персонала и производительность труда.

Непрерывное проветривание горных выработок является одним из основных условий безопасности труда в шахтах. В выработках, состав шахтной атмосферы которых не соответствует установлен-ным санитарным нормам [1], работы приостанавли-ваются, а люди выводятся на участки со свежей струей воздуха. Работа возобновляется только после ликвидации аварийной ситуации. Каждая такая опе-рация наносит значительный ущерб производству.


2014, т. 12, № 2

Правилами безопасности к рудничному воздуху нефтяных шахт предъявляются особые требования, учитывающие особенности ведения работ в подзем-ных условиях.

Содержание кислорода в воздухе подземных горных выработок шахт, в которых находятся или могут находиться люди, должно составлять не менее 20%. Содержание углекислого газа в рудничном воз-духе не должно превышать на рабочих местах и в восходящих струях рабочих выработок 0,5%, в выра-ботках с исходящей струей крыла, горизонта или шахты в целом – 0,75%, при проведении и восста-новлении выработок по завалу – 1%. Содержание водорода в зарядных камерах не должно превосхо-дить 0,5%. Воздух в действующих выработках не должен содержать ядовитых газов и паров в концен-трациях, больших пре дельно допустимых (ПДК) (таблица 1) [2].

Таблица 1. Предельно допустимые концентрации ядовитых веществ

ядовитые газы и пары ПДК в выработках% по объему Мг/м3

Окись углерода 0,0017 20Окись азота 0,00026 5Ангидрид сернистый 0,00038 10Сероводород 0,00071 10Углероды С1-С10

– 300

Сероводород в смеси с углеро-дами C1-C5

0,0002 3

К газообразным углеводородам относятся метан, этан, пропан и бутан, к парообразным – пентан, гексан и более высокооктановые углеводороды (таблица 2).

Таблица 2. Пределы взрываемости некоторых горючих газов в воздухе шахт, (%)

ГазПределы

Нижний ВерхнийМетан 5,0 15,0Окись углерода 12,5 75,0Этан 3,2 12,5Водород 4,0 74,0

Автоматические приборы контроля за содержа-нием углеводородных газов и паров должны отклю-чать подачу электроэнергии при появлении в рудничной атмосфере первых признаков недопусти-мой концентрации указанных газов и паров.

В зависимости от температуры и объема пара, закачиваемого в пласт, теплофизических свойств горных пород и других факторов, условия труда в шахте могут колебаться от почти комфортных до чрезвычайно тяжелых. Опыт промышленного при-менения метода паротеплового воздействия на пласт показал, что улучшение системы вентиляции, регу-

лирование закачки пара, борьба с тепловыделением способны значительно ослабить влияние отрица-тельных факторов и создать благоприятный атмос-ферный режим в шахте, полностью соответствующий действующим нормам.

Создание оптимальных условий труда при шахт-ной добыче нефти связано с бесперебойной работой системы контроля за состоянием шахтной атмос-феры и управления. Особое значение при этом при-обретают выбор числа датчиков контроля и их дислокация.

Неудачный выбор мест дислокации и числа изме-рителей, дефицит информации на диспетчерском пункте и обусловленная им погрешность в оценке ситуации на любом участке приводят к возникнове-нию аварийной ситуации, нарушению газового режима шахты, что требует не только материальных затрат, связанных с остановкой или снижением уровня производства и повреждением оборудования. Самое главное, такого рода нарушения влияют на здоровье людей, представляют опасность для веде-ния работ.

Для разработки научно обоснованных рекомен-даций по выбору опорного варианта числа измери-телей и их дислокации проведен анализ газового режима шахты. В статистической обработке были подвергнуты результаты наблюдений на характер-ных ее участках, на которых, по данным эксплуата-ции, превышение уровня концентраций метана, предусмотренного правилами техники безопасно-сти, фиксировалось наиболее часто.

Результаты длительных наблюдений за газовым режимом на этих участках и обработка полученных при этом данных дали возможность определить зна-чения относительной концентрации метана.

В соответствии с данными предварительного анализа закон распределения концентрации метана на всех рассмотренных участках хорошо согласу-ется с усеченным нормальным законом распределе-ния [3].

Наряду с использованием вероятностных зако-номерностей изменения концентрации метана на отдельных участках необходимо изучить возмож-ность группировать все шахтные выработки в генеральную совокупность по концентрации метана. При этом, допустимо ограничиться рас-смотрением ситуации на нескольких характерных участках, на которых концентрация метана макси-мальна. Проведенные в шахте исследования пока-зали, что пределы изменения концентрации метана на разных участках разные. В связи с этим про-верялась возможность группировать их в гене-ральную совокупность выборок, полученных по результатам регистрации концентрации метана на разных участках, по критерию Вилькоксона (таблица 3) [4].


2014, т. 12, № 2

Таблица 3. Результаты расчетов концентрации метана на ЭВМ

Участ- ки

m n W mw σw Wmin Wmax q

1-21-32-3

556065

506060

342130703581

354031893627

183,5172,28193,6

328128243406

380434123922

0,740,810,69

Здесь приняты следующие обозначения: m, n – число выборок; W – число инверсий; Wmin, Wmax – минимальное и максимальное значение инверсий; mw – математическое ожидание числа инверсий; σw – среднеквадратическое их отклонение; q – уровень значимости.

Анализ полученных результатов показывает, что с достаточно высоким уровнем значимости q можно допустить объединяемость выборок, полученных для разных участков шахты, по указанному крите-рию, т.е. между отдельными рассмотренными участ-ками шахты существует корреляционная связь. Это означает, что правильное размещение на участке шахты одного (вместо нескольких) эквивалентного измерителя обеспечивает поступление достоверной информации о состоянии атмосферы на данном участке и позволяет сократить число датчиков. Это очень важный фактор при постоянной нехватке финансовых средств у предприятия.

Изменение состава воздушной атмосферы горных выработок происходит в результате уменьшения в ней содержания кислорода и увеличения содержания азота, углекислого газа, метана и некоторых других ядовитых и взрывчатых газов, что оказывает влияние на физическое состояние воздуха (температура, влажность, удельный вес, давление). В воздух посту-пают минеральная пыль, сажа, дым [3].

Таким образом, производственные процессы, происходящие в горных выработках нефтяных шахт, сопровождаются воздействием на обслуживающий персонал различных вредных факторов, которые при определенных условиях становятся причиной забо-леваний или длительного снижения трудоспособно-сти работников [5].

Специфика сердечнососудистых заболеваний такова, что среди множества вредных производ-ственных факторов, в том числе и нагревающего микроклимата, установить их первопричину затруд-нительно. И поскольку в профпатологии главное – про филактика, то работников, наиболее под вер жен ных влиянию нагревающего микрокли-мата, переводят на другую работу, сохраняя, таким образом, их здоровье и трудоспособность [6].

Кнапик З. с соавторами [6] отмечают, что физи-ческая работа, выполняемая шахтерами при темпе-ратуре воздуха выше 28 °С и относительной влажности воздуха около 100%, может привести к серьезным нарушениям здоровья, так как в таком микроклимате затруднена теплоотдача организма всеми способами: испарением, конвекцией, излуче-

нием. Потери тепла испарением практически исклю-чаются из-за высокой относительной влажности воздуха, потери тепла конвекцией и излучением существенно снижаются из-за незначительного перепада между температурой кожи, температурой окружающей среды и ограждений. В этих условиях терморегуляция путем обильного (достигающего 6 л в течение 6 часов работы) потоотделения, которое влечет за собой значительные потери электролитов, является неэффективной. У горнорабочих наблюда-ется значительное ограничение диуреза, сгущение мочи, повышение утомляемости, ухудшение концен-трации внимания, удлинение времени реакций, а также ухудшение результатов термометрического теста.

Условия труда горнорабочих глубоких шахт, использующих ручные механизмы, характеризуются различными сочетаниями вибрационно-шумовых и микроклиматических условий. В ходе эксперимен-тальных исследований с участием добровольцев (Горбань В.С. 1988г.) показано, что увеличение тем-пературы воздуха на 1 °С в действии на слуховой анализатор эквивалентно увеличению уровня шума на 0,7 дБ А [6].

Исходя из вышеизложенного, необходимо кон-тролировать некоторые параметры жизнедеятельно-сти человека в подземных условиях. В качестве таковых можно использовать следующие: частота сердечных сокращения (ЧСС), частота дыхательных движений (ЧД), температура тела (в том числе подо-дёжный микроклимат) обслуживающего персонала.

Для контроля этих параметров нами разработан беспроводной пульсометр, который состоит из блока измерителя и приемного блока. Блок измерителя содержит входные цепи, микроконтроллер и радио-передатчик. Приемный блок содержит радиоприём-ник, микроконтроллер и мост USB-UART (рисунок 1). Предлагаемая полезная модель отличается от аналогов тем, что для отображения измеренной частоты пульса используется ПК, система идентифи-кации позволяет сопоставить показания ЧСС носи-телю беспроводного датчика [7].

Рисунок 1. Беспроводный пульсометр. Структурная схема

На рисунке 2 представлен второй вариант бес-проводного пульсометра [8]. В отличие от первой созданной нами модели (рисунок 1), во второй реа-


2014, т. 12, № 2

лизован двусторонний канал с персональным ком-пьютером связи.

Для решения этих задач в беспроводном пульсо-метре применен микроконтроллер с интегрирован-ным интерфейсом USB, приемопередатчики с интегрированным цифровым сигнальным процессо-ром (ЦСП), которые позволяют организовать двусто-ронний канал связи с ПК, оптимизировать расход энергии источника питания, упростить схему устройства (рисунок 2).

Подобное устройство позволяет оценивать реак-цию организма рабочего на комплекс вредных фак-торов производственного микроклимата. Прибор миниатюрен, поэтому не будет причинять неудоб-ства при работе. При этом отдел охраны труда и про-мышленной безопасности может получать непрерывно информацию о функциональном состо-янии шахтера (вести постоянный мониторинг пара-метров жизнедеятельности).

Рисунок 2. Структурная схема телеметрической системы

Сконструированный прибор может при необхо-димости передавать информацию по 10 каналам. Соответственно, при подключении нужных датчиков можно контролировать следующие параметры жиз-недеятельности: частоту сердечных сокращений, частоту дыхания, температуру тела, насыщение крови кислородом и т.д.

Существенным недостатком современных систем контроля рудничной атмосферы является то, что они ориентированы исключительно на физические и химические параметры шахтного воздуха и не учи-тывают реакцию организма работающих.

Возможной технологией исправления этого недо-статка могло бы быть создание систем с биологиче-ски обратной связью (БОС). Основой для создания таких систем может стать устройство на базе бес-проводного пульсометра, которое будет регистриро-вать температуру тела в 5 точках (в соответствии с МУК 4.3.1895-04) и передавать данные в систему управления (компьютер) по 10 каналам (рисунок 3). Подобная информация могла бы быть ориентиром для создания оптимальных условий для работы кон-кретных бригад.

Рисунок 3. Принципиальная схема системы контроля параме-тров шахтной атмосферы с учетом БОС

Использование специализированного программ-ного обеспечения позволит решать следующие про-изводственные задачи: можно точно рассчитать тяжесть труда, динамику работоспособности в тече-ние смены, недели, месяца, оценивать эффектив-ность мероприятий по улучшению условий труда.

С помощью измерения пульса человека можно определить энергозатраты. По данным энергозатрат определяют тяжесть труда, для чего имеются норма-тивные документы. Данные по тяжести труда нужны для аттестации рабочих мест индивидуально по каж-дому работнику.

С помощью разработанной телеметрической системы передается информация о температуре человека и частоте дыхания.

Телеметрическая система может быть использо-вана для оценки влияния микроклимата шахты на тепловой баланс рабочих. В этом качестве система может быть ориентиром для принятия решения об изменении режимов и параметров работы вентиля-ционной системы шахты для достижения микрокли-мата, наиболее комфортного для работающих.

Система может быть использована для розыска и получения данных о состоянии работников после возникновения чрезвычайных ситуаций в шахте.

С помощью этого оборудования можно оценить реакцию организма работающих на изменение шахт-ного микроклимата, т.е. эффективность работы вен-тиляции.

Выводы Обосновано, что создание оптимальных условий

труда при шахтной добыче нефти связано с беспере-бойной работой систем контроля за состоянием шахтной атмосферы и управления.

Проведенные в шахте исследования показали, что пределы изменения концентрации метана на разных участках разные. Поэтому проверялась воз-можность группировать их в генеральную совокуп-ность выборок, полученных по результатам регистрации метана на разных участках, по крите-рию Вилькоксона.


2014, т. 12, № 2

Показано, что недостатком современных систем контроля рудничной атмосферы является то, что они ориентированы на физические и химические пара-метры шахтного воздуха и не учитывают реакцию организма работающих. Исходя из этого, необхо-димо контролировать некоторые параметры жизне-деятельности человека в подземных условиях.

Для этой цели разработан беспроводной пульсо-метр. При этом отдел охраны труда и промышленной безопасности может получать непрерывную инфор-мацию о функциональном состоянии шахтера.


1 Правила безопасности при разра-ботке нефтяных месторождений шахтным способом: Утв. постановлением Госгор-технадзора СССР от 11.04.86, № 8. М.: Госгортехнадзора СССР, 1986. 250 с.

2 Контроль и очистка воздушной среды в сети горных выработок: сб. АН СССР. Кольский научный центр им. С.М. Кирова. Апатиты: Горн. ин-т, 1991. 98 с.

3 Цхадая Н.Д. Комплексная оценка условий труда в нефтяных шахтах при паротепловом воздействии на пласт. СПб.: Изд. С.-Петербургского университета, 1997. 116 с.

4 Термошахтная разработка нефтяных месторождений/ Коноплев Ю.П. и др. Под ред. Цхадая Н.Д. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. 288 с.

5 яйло В.В. Здоровье горняков. Проблемы угольных шахт и горных выра-боток // Уголь Украины. 2007. № 7. С. 29-31.

6 Истомин А.В., Шушкова Т.С., Пилат Т.Л. Гигиеническая коррекция рационов питания работающих при нарушении теплообмена: Информационно-анали-тический обзор. М.: ФГУН «ФНЦГ им. Ф.Ф. Эрисмана Роспотребнадзора». 1987. 47 с.

7 Беспроводной пульсометр: патент на полезную модель № 123650, зареги-стрировано 10.01.2013, ягубов З.Х. , Жуйков А.Е. , Шарнин С.А. 2013. 2с.

8 Беспроводной пульсометр: патент на полезную модель № 129791, зареги-стрировано 10.07.2013, ягубов З.Х., Жуйков А.Е. , Шарнин С.А. 2013. 2с.

REFERENCES1 Pravila bezopasnosti pri razrabotke

neftyanyh mestorozhdenii shahtnym sposobom: Utv. postanovleniem Gosgortehnadzora SSSR ot 11.04.86, № 8. M.: Gosgortehnadzora SSSR, 1986. 250 s. [in Russian].

2 Kontrol’ i ochistka vozdushnoi sredy v seti gornyh vyrabotok: Sb. AN SSSR. Kol’skii nauchnyi centr im. S.M. Kirova. Apatity: Gorn. in-t, 1991. 98 s. [in Russian].

3 Chadaya N.D. Kompleksnaya ocenka uslovii truda v neftyanyh shahtah pri paroteplovom vozdeistvii na plast. SPb.: Izd. S.-Peterburgskogo universiteta, 1997. 116 s. [in Russian].

4 Termoshahtnaya razrabotka neftyanyh mestorozhdenii/ Konoplev Yu.P. i dr. Pod red. Chadaya N.D. M.: OOO «Nedra-Biznescentr», 2006. 288 s. [in Russian].

5 Yailo V.V. Zdorov’e gornyakov. Problemy ugol’nyh shaht i gornyh vyrabotok // Ugol’ Ukrainy. 2007. № 7. S. 29-31. [in Russian].

6 Istomin A.V., Shushkova T.S., Pilat T.L. Gigienicheskaya korrekciya racionov pitaniya rabotayushih pri narushenii teploobmena: Informacionno-analiticheskii obzor. M.: FGUN «FNCG im. F.F. Erismana Rospotrebnadzora». 1987. 47 s. [in Russian].

7 Besprovodnoi pul’sometr: patent na poleznuyu model’ № 123650, zaregistrirovano 10.01.2013, Yagubov Z.H. , Zhuikov A.E., Sharnin S.A. 2013. 2s. [in Russian].

8 Besprovodnoi pul’sometr: patent na poleznuyu model’ № 129791, zaregistrirovano 10.07.2013, Yagubov Z.H. , Zhuikov A.E. , Sharnin S.A. 2013. 2s. [in Russian].

Цхадая Н.Д., д-р техн. наук, профессор, ректор ФГБОУ ВПО УГТУ г. Ухта, Российская ФедерацияN.D. Tskhadaya, Doctor of Engineering Sciences, Rector of FSBEI НРЕ «Ukhta State Technical University», Ukhta, the Russian Federation

Жуйков А.Е., канд. мед. наук, доцент кафе-дры «Промышленная безопасность и охрана окружающей среды» ФГБОУ ВПО УГТУ г. Ухта, Российская ФедерацияA.E. Zhuikov, Candidate Medical Sciences, Associate Professor of the Chair «Industrial Safety and Environmental Protection», FSBEI НРЕ «Ukhta State Technical University», Ukhta, the Russian Federation

Ягубов З.Х., д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой «Электрификация и автоматизация технических процессов» ФГБОУ ВПО УГТУ г. Ухта, Российская ФедерацияZ.Kh. Yagubov, Doctor of Engineering Sciences, Professor, Head of the Chair «Electrification and Automation of Technical Processes», FSBEI НРЕ «Ukhta State Technical University», Ukhta, the Russian Federation

Ягубов Э.З., д-р техн. наук, проректор по учебной работе ФГБОУ ВПО УГТУ г. Ухта, Российская Федерация. E.Z. Yagubov, Doctor of Engineering Sciences, Vice-rector of FSBEI НРЕ «Ukhta State Technical University», Ukhta, the Russian Federation.


178Экономика и управление

2014, т. 12, № 2

УДК 338.2:338.012

АНАЛИЗ НЕКОТОРЫХ ПОКАЗАТЕЛЕй НЕФТЕДОБЫЧИ В РОССИИ 2000-2013 ГОДОВTHE ANALYSIS OF SOME INDICATORS OF OIL PRODUCTION IN RUSSIA 2000-2013 YEARS

Значительная доля топливно-энергетического комплекса в экономике России обусловливает актуальность анализа тенденций его развития. Одной из наибо-лее важных отраслей топливно-энергетического комплекса является добыча нефти, которая вместе с газом обеспечивает почти половину доходов федераль-ного бюджета. Трудности в исследовании тенденций нефтедобычи связаны, в первую очередь, с разными экономическими условиями ее функционирования в СССР и Российской Федерации, а также значительным спадом 1990-х годов в России.Для анализа добычи нефти использованы данные министерства энергетики РФ об объемах добычи, бурения и инвестиций, временные ряды цен, взятые из интернет-источников по нефтяной статистике, сведения о добыче нефти в России до 2000 г., а также параметры инфляции рубля и доллара.При рассмотрении уровней инвестиций и стоимости нефти в текущих ценах установлено, что изменения в объёмах добычи произошли в 2005 г. по оконча-нии восстановительного роста после российского кризиса 1990-х годов, когда стал необходим значительный рост вложений в нефтедобычу.Анализ временного интервала 1964-2013 гг. показал значительное сходство по форме кривых добычи нефти: восстановительного роста в России в 2000-х годах и экспоненциального увеличения нефтедобычи в СССР. Отличия связаны с растущими, в основном, ценами на нефть после 2000 г. и уменьшением доли Ханты-Мансийского автономного округа в общероссийской добыче.Исследован вопрос об уровнях цен и инвестиций, очищенных от влияния инфляции рубля и доллара. Результаты показали, что начиная с 2005-2006 гг. имеется линейная связь объемов бурения и добычи нефти с инвестициями.Сделан прогноз о том, что дальнейший небольшой рост добычи, около 1% в год, возможен при сохранении линейного роста инвестиций и объемов бурения в условиях высоких цен на нефть и при налоговых льготах по налогу на добычу полезных ископаемых для новых месторождений.

A significant share of the fuel and energy complex in Russia’s economy determines the relevance of the analysis of its development trends. One of the most significant branches of the fuel and energy complex is the extraction of oil, which together with gas provides nearly a half of Federal budget incomes. Difficulties in a study of oil production trends are connected first of all with different economic conditions of its functioning in the USSR and the Russian Federation, as well as a significant decline in the 1990s in Russia.For the analysis of oil used the data of the Ministry of energy of the Russian Federation on volumes of production, drilling and investment, time series of prices, taken from Internet sources in oil statistics, information on oil production in Russia up to 2000, and inflation data of the ruble and the dollar.When considering the levels of investments and the cost of oil at current prices established that changes in production occurred in 2005 after the end of the recovery growth after the Russian crisis of the 1990s, when significant growth of investments in oil production became necessary.The analysis of the time interval 1964-2013 years showed significant similarities in form of oil production curves: recovery growth in Russia in the 2000s and the exponential increase in oil production in the USSR. Differences are connected with growing, mainly, oil prices after the year 2000 and decreasing the share of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug in the all-Russian crude oil extraction.The issue about the levels of prices and investments treated from the effects of inflation of the ruble and the dollar. The results showed that, beginning with 2005-2006 there is a linear relationship drilling and oil production with investments.The forecast was made that further small increase in the production, about 1% per year, possible while preserving linear growth of investment and drilling activity in conditions of high oil prices and tax privileges under the tax to extraction of minerals for new deposits.

Геник И.В.,ФГБУН Горный институт Уральского отделения Российской академии наук,

г. Пермь, Российская Федерация

I.V. Genik FSBIS Mining Institute of the Ural

Branch Russian Academy of SciencesPerm, the Russian Federation

Ключевые слова: Россия, Ханты-Мансийский автономный округ, нефть, цена нефти, бурение на нефть, добыча нефти, инвестиции, прогноз добычи нефти.

Key words: Russia, Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug, oil, oil price, drilling for oil, crude oil production, investment, oil extraction forecast.


2014, т. 12, № 2

По итогам 2013 г. доля топливно-энергетического комплекса (ТЭК) в российском валовом внутреннем продукте (ВВП) составила 30%, обеспечивая 70% экспорта и 50% налоговых поступлений [5]. В усло-виях фактической стабилизации годовых цен на нефть, начиная с 2011 г., и значительного спада темпов роста ВВП России встает вопрос об эконо-мической модели развития ТЭК, созданной в усло-виях почти непрерывного роста цен на сырье, а также о возможностях нефтегазового сектора в современных условиях. Важность цен на нефть и объёмов ее добычи иллюстрируется долей нефтега-зовых доходов в бюджете России (таблица 1) [2]. Если в 2000 г. она была всего 9,3%, то 2011 г. достиг-нут максимальный уровень в 49,9%, т.е. почти поло-вины всего бюджета. В связи с этим актуален анализ состояния и перспектив добычи нефти и газа.

Проанализируем данные (таблица 1), представ-ленные в презентации министерства энергетики РФ, цена нефти марки Brent взята по данным Администрации энергетической информации мини-стерства энергетики США [8].

Таблица 1. Основные российские показатели по добыче нефти и экономике за 2000-2012 годы

Год Доля нефте-

газовых доходов в бюд-

жете, %

Добыча нефти, млн т

Проходка в бурении по нефти,

тыс. м

Инвес-ти ции в нефте-добычу

млрд руб

Цена нефти Brent, $/бар.

2000 9,3 323,3 9299 123,2 28,662001 8,9 348,1 10156 177,9 24,462002 14,7 379,7 9088 151,5 24,992003 15,6 421,4 9257 176,3 28,852004 30,2 459,0 8997 169,7 38,262005 42,2 470,0 9040 234,5 54,572006 46,9 480,6 11832 320,2 65,162007 37,2 491,4 14627 407,4 72,442008 47,3 488,6 15735 478,1 96,942009 40,7 494,3 14555 547,3 61,742010 46,1 505,2 17232 598,5 79,612011 49,9 511,4 18746 729,0 111,262012 47,3 518,0 20538 835,1 111,63

В 2000-2012 годах годовой прирост добычи нефти находился в диапазоне от 11% (2003 г.) до 1,2% (2010), составив в 2008 г. 0,6%. Средний рост за период 2001-2007 гг. был 7,4%, а в 2009-2012 гг. – 1,6%. Если привлечь последние данные [5] за 2013 г. (523,2 млн т), то увеличение добычи нефти соста-вило в 2013 г. всего 1%.

На рисунке 1 представлена диаграмма, отобража-ющая за 2000-2012 гг. уровни добычи нефти и инве-стиции в нефтедобычу в соотношении с ценой нефти марки Brent. Основной рост добычи пришелся на период 2000-2004 гг., когда при малых изменениях в уровнях инвестиций был достигнут рост, составив-

ший 70% от общего увеличения добычи за 2000-2012 гг. Рост происходил на фоне увеличения цены нефти от 28 до 38 долларов за баррель.

Рисунок 1. Добыча нефти и инвестиции в нефтедобычу в 2000-2012 гг.

Для объяснения увеличения добычи нефти 2000-2004 гг. при стабильных инвестициях рассмотрим цены и уровни добычи на более продолжительном временном интервале (рисунок 2). Цены на нефть за 1964-2012 гг. взяты по данным Конференции ООН по торговле и развитию (ЮНКТАД) [9], объемы добычи нефти в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) взяты из статьи [7]. Рост 2000-2004 гг. объясняется следующими факторами.

Во-первых, после практически стабильного уровня цен в 1987-1999 г. (в среднем 18 $/баррель) произошел скачок до нового среднего уровня 26,7 $/баррель державшегося в 2000-2003 гг. Во-вторых, продолжение цикла инвестиционной активности в России, впервые наметившейся в 1997 г. (в связи с локальным подъемом цены на нефть) и усиленной девальвацией 1998 г.

Анализируя рисунок 2, можно отметить следую-щие закономерности и корреляции.

Рисунок 2. Добыча нефти в Росси и Ханты-Мансийском авто-номном округе

Во-первых, начиная с 2008 г., добыча нефти в ХМАО, обеспечивающем около половины россий-


2014, т. 12, № 2

ской добычи нефти (55,2% в 2003 г, 50,2% в 2012, 48,8% в 2013 г.), уменьшается, снизившись за 2007-2013 гг. на 23,3 млн т. Во-вторых, почти экспоненци-альный рост добычи нефти в 1999-2004 гг. прекратился вблизи уровня 1977 г., когда останови-лось экспоненциальное увеличение добычи в России 1950-1970-х гг., а рост добычи в ХМАО достиг мак-симума и составил 38 млн т. В-третьих, для уровня добычи нефти в России с 1998 г. начинает прояв-ляться корреляция с уровнем мировых цен. В-четвертых, начиная с 2000 г., стабилизацию и при-рост добычи обеспечили другие регионы России, где необходимы были значительные вложения в освое-ние новых месторождений (Ванкор, Восточная Сибирь) или в методы повышения нефтеотдачи (Волго-Урал), что объясняет значительное увеличе-ние инвестиций в нефтедобычу, начиная с 2007 г. Изменение характера добычи нефти в России, выра-жающееся в умеренных темпах роста с 2004-2007 гг. и падении добычи в ХМАО, где находятся уникаль-ные по своему потенциалу месторождения, с неиз-бежностью привели к резкому росту инвестиций в нефтедобычу.

Анализируя период 2000-2012 гг., необходимо иметь ввиду, что за это время произошли крупные изменения уровня цен в России, а также существен-ные изменения в покупательной способности дол-лара США. Поэтому для корректного сравнения инвестиций и цен нефти, выраженных в текущих ценах, необходимо учесть инфляцию и привести денежные параметры к ценам какого-то одного года; в данной работе цены приведены к уровню 2000 г.

Значения инфляции рубля взяты по данным Федеральной службы государственной статистики России [3], а доллара – из базы данных Международного валютного фонда [10].

Исходные величины и результаты вычислений представлены в таблице 2. Как показывают расчеты, российские инвестиции в нефтедобычу в реальном выражении снижались в 2002-2004 годах, но, несмо-тря на их уменьшение, в этот период был достигнут самый значительный прирост добычи. Это объясня-ется вводом в действие неиспользуемых ранее мощ-ностей по добыче и внедрением новых технологий, что происходило на фоне роста цен в 2001-2004 гг. в 1,5-1,6 раза (при этом основное их увеличение при-шлось на 2004 г.). На основании таблицы 2 можно отметить наличие цикла инвестиционной активно-сти в России с периодом примерно 6 лет: 1998-2004-2010 гг. (указаны годы минимумов цикла).

Дальнейшее увеличение нефтедобычи, начиная с 2005 г., потребовало роста инвестиций как номи-нальном, так и в реальном выражении. Только в 2007 г. инвестиции в реальном выражении пре-взошли уровень 2000 г., далее последовал спад в 2009 и 2010 гг., а затем резкий рост. Тем не менее, несмотря на увеличение инвестиций в 2011 и 2012 гг. (на 11% и 7,6%), добыча нефти в те годы выросла всего на 1,2% и 1,3%.

Рассматривая финансовые параметры, необхо-димо отметить снижение покупательной способно-сти рубля за 2000-2012 гг. почти в пять раз. Инфляция в США весь рассматриваемый период не превышала 3,82%, а в 2009 г. даже отмечалась слабая дефляция. Указанные значения, хотя и небольшие в годовом исчислении, привели к снижению покупательной способности доллара более чем на 25% за рассма-триваемый период, а в 2012 г. произошло уменьше-ние реальной цены нефти (в долларах 2000 г.) на 2,8% до 81,9 $/баррель. Таким образом, в России в 2012 гг. значительный рост добычи и инвестиций

Таблица 2. Учет инфляционной составляющей в ценах на нефть и инвестициях

Год Инфляция рубля годо-

вая, %

Инфляция доллара годовая,

%

Покупательная способность рубля

относительно 2000 г.

Покупательная спо-собность

доллара относи-тельно 2000 г.

Цена Brent, дол-ларов за баррель

в дол-ларах 2000 г.

Инвестиции в нефтедобычу, млрд. руб. в

рублях 2000 г.2000 20,2 3,367 1,000 1,000 28,7 123,22001 18,6 2,817 0,798 0,966 23,6 142,02002 15,1 1,596 0,650 0,939 23,5 98,42003 12,0 2,298 0,551 0,924 26,7 97,22004 11,7 2,668 0,485 0,903 34,5 82,42005 10,9 3,366 0,429 0,879 48,0 100,52006 9,0 3,222 0,382 0,849 55,3 122,32007 11,9 2,871 0,347 0,822 59,5 141,62008 13,3 3,815 0,306 0,798 77,4 146,32009 8,8 -0,320 0,265 0,768 47,4 145,32010 8,8 1,640 0,242 0,770 61,3 144,92011 6,1 3,141 0,221 0,758 84,3 160,92012 6,6 2,076 0,207 0,734 81,9 173,1


2014, т. 12, № 2

происходил в условиях падающей в реальном выра-жении цены на нефть.

Учтем дополнительно укрепление курса рубля относительно доллара, выполнив пересчет инвести-ций в доллары 2000 г. и рассмотрим взаимосвязь величины проходки в бурении по нефти (рисунок 3) с инвестициями (в долларах 2000 г.) и годовым при-ростом добычи.

Из рисунка 3 видно, что по 2005 г. включительно на объемы бурения практически не влияли измене-ния в инвестициях, а затем, начиная с 2006 г., про-слеживается их практически линейная связь.

Рисунок 3. Связь проходки в бурении на нефть с инвестициями в нефтедобычу и годовым ростом добычи нефти

Строгая линейная взаимосвязь проходки с инве-стициями была немного нарушена только в 2008-2010 гг. в результате финансового кризиса и неопределенности в ожидаемом спросе и уровне цен. Взаимосвязь объемов бурения и роста нефтедо-бычи еще более интересна: в 2001-2003 годах было даже увеличение добычи при снижении объёмов бурения, что объясняется использованием ранее простаивавших скважин. С 2005 г. ситуация прихо-дит в норму: увеличивающимся (примерно на оди-наковую величину) объемам бурения соответствуют почти постоянные приросты добычи. Отмечается также тенденция к некоторому снижению приростов добычи.

Можно привести следующий пример влияния кризиса 2008-2009 г. на прогнозы уровней добычи. 12 февраля 2009 года министр энергетики заявил, что добыча нефти в России к 2013 году снизится до 450 миллионов тонн [1]. Ошибка данного прогноза, составившая 73,2 млн т или 14% от уровня добычи 2013 г., объясняется тем, что прогноз был сделан в условиях, когда цены только-только начали расти от кризисных минимумов, и не были ясны ценовые посткризисные уровни цены нефти [6, 8]: будет ли это уровень 1987-1999 годов, составлявший в сред-нем 18,1 $/баррель, или это будет что-то близкое к уровню 2005 г. (среднегодовая цена 54,57 $/баррель),

или цены восстановятся до прежних рекордных уровней 2008 г. (96,94 $/баррель).

Согласно сценарным условиям и основным макроэкономических параметрам прогноза соци-ально-экономического развития Российской Федерации на 2010 год и плановый период 2011 и 2012 годов (от 15.07.2009 г.), [6] при пессимистич-ном прогнозе ожидались следующие среднегодовые цены на нефть в 2009-2012 годах: 54, 55, 56, 57 $/баррель оптимистичный прогноз давал 54, 60, 70, 77 $/баррель. Если рассмотреть этот прогноз, исполь-зуя таблицу 1, видно, что при пессимистичном ценовом варианте ожидался откат к ценам 2005 г. с добычей даже меньше, чем в указанном году. Примерно такой же ценовой уровень, видимо, был в прогнозе министра.

В реальности цена на нефть в 2013 г. была при-мерно на 50 $/баррель [4] выше пессимистичного прогноза, а добыча выше на 73,2 млн т, т.е. можно приблизительно оценить, что прирост цены (над базовой в 58 $/баррель) на 1 $/баррель обеспечи-вал в 2009-2013 годах прирост добычи в 1,48 млн т.

Можно ожидать умеренного роста (около 1%) добычи нефти в 2014 г. при условии продолжения имевшейся с 2007 г. тенденции к линейному росту инвестиций и объемов бурения даже в условиях мало меняющихся, но высоких (выше 100 $/бар-рель), цен на нефть и при наличии налоговых льгот по НДПИ для новых месторождений.

ЗаключениеАнализ основных параметров, характеризующих

добычу нефти в России после 2000 г., показал, что на первом начальном этапе (по 2005 г. включи-тельно) увеличение добычи было связано, преиму-щественно, с вводом незадействованных ранее мощностей, происходившим в условиях начавше-гося роста цен на нефть, при почти постоянных уровнях инвестиций и бурения. Дальнейший рост добычи происходил в условиях линейного увеличе-ния инвестиций и бурения в условиях как быстрора-стущих, так и стагнирующих цен на нефть. Увеличение добычи, начиная с 2007 г., шло в усло-виях падения доли ХМАО и роста вклада других добывающих регионов России.


2014, т. 12, № 2


1 Добыча нефти в России к 2013 году снизится до 450 млн тонн – Минэнерго // РИА Новости, 2009. URL: http://ria.ru/economy/20090212/161915719.html (дата обращения 12.05.2014)

2 Доклад министра энергетики РФ Александра Новака на Национальном газовом форуме. Презентация // Министерство энергетики РФ, 2013. URL: http://minenergo.gov.ru/upload/iblock/bde/ bded27fd350fb8faebe16bd026b61abc.zip (дата обращения 12.05.2014).

3 Индексы потребительских цен по Российской Федерации в 1991 - 2013 гг., товары и услуги // Федеральная служба государственной статистики, 2014. URL: http://www.gks.ru/free_doc/new_site/prices/potr/2013/I-ipc.xlsx (дата обращения 12.05.2014).

4 Об уточнении основных параме-тров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2014 год // Министерство экономического раз-вития РФ, 2013. URL: http://www.economy.gov.ru/wps/wcm/connect/economylib4/mer/a c t i v i t y / s e c t i o n s / m a c r o / p r o g n o z /doc20131227_21 (дата обращения 12.05.2014)

5 Презентация А.Новака «Итоги работы ТЭК России в 2013 году. Задачи на среднесрочную перспективу» // Министерство энергетики РФ, 2013. URL: h t t p : / / m i n e n e r g o . g o v . r u / p r e s s /doklady/17354.html (дата обращения 12.05.2014).

6 Сценарные условия и основные макроэкономические параметры прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2010 год и пла-новый период 2011 и 2012 годов // Министерство экономического развития РФ, 2009. URL: http://www.economy.gov.ru/wps/wcm/connect/economylib4/mer/activity/sections/macro/prognoz/doc1247665263609 (дата обращения 12.05.2014).

7 Шпильман А.В., Толстолыткин, И.П. Перспективы нефтедобычи в ХМАО-Югре // Нефтегазовая Вертикаль. 2013. №12. URL: http://www.ngv.ru/upload/iblock/b67/b67579b66f4356f5fdb0fe95ea7ee329.pdf (дата обращения 12.05.2014).

8 Europe Brent Spot Price FOB // U.S. Energy Information Administration. URL: h t t p : / / w w w. e i a . g o v / d n a v / p e t / h i s t /LeafHandler.ashx?n=pet&s=rbrte&f=a (дата обращения 12.05.2014).

9 Free market commodity prices, annual, 1960 – 2012 // UNCTAD. URL: http://unctadstat.unctad.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=30727 (дата обра-щения 12.05.2014).

10 United States inflation, average consumer prices // International Monetary Fund, 2013. URL: http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2013/01/weodata/weorept.aspx?sy=2000&ey=2012&scsm=1&ssd=1&sort=country&ds=.&br=1&pr1.x=36&pr1.y=11&c=111&s=PCPIPCH%2CPCPIEPCH&grp=0&a= (дата обращения 12.05.2014).

REFERENCES1 Dobycha nefti v Rossii k 2013 godu

snizitsja do 450 mln tonn – Minjenergo (Oil production in Russia by 2013 come down to 450 million tons - Ministry of energy) // RIA Novosti, 2009. URL: http://ria.ru/economy/20090212/161915719.html (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

2 Doklad ministra jenergetiki RF Aleksandra Novaka na Nacional’nom gazovom forume. Prezentacija (Report of energy Minister Alexander Novak at the National gas forum. Presentation) // Ministerstvo jenergetiki RF, 2013. URL: http://minenergo.gov.ru/upload/iblock/bde/bded27fd350fb8faebe16bd026b61abc.zip (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

3 Indeksy potrebitel’skih cen po Rossijskoj Federacii v 1991 - 2013 gg., tovary i uslugi (Consumer price indices for the Russian Federation in 1991 - 2013, goods and services) // Federal’naja sluzhba gosudarstvennoj statistiki, 2014. URL: http://www.gks.ru/free_doc/new_site/prices/potr/2013/I-ipc.xlsx (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

4 Ob utochnenii osnovnyh parametrov prognoza social’no-jekonomicheskogo razvitija Rossijskoj Federacii na 2014 god (Clarifying the basic parameters of the forecast of socio-economic development of the Russian Federation for the year 2014) // Ministerstvo jekonomicheskogo razvitija RF, 2013. URL: http://www.economy.gov.ru/wps/wcm/connect/economylib4/mer/activity/sections/macro/prognoz/doc20131227_21 (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

5 Prezentacija A.Novaka «Itogi raboty TJeK Rossii v 2013 godu. Zadachi na srednesrochnuju perspektivu» (Presentation of А.Novak «Results of work of the FEC of Russia in 2013. Tasks for medium-term prospect») // Ministerstvo jenergetiki RF, 2013. URL: http://minenergo.gov.ru/press/

doklady/17354.html (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

6 Scenarnye uslovija i osnovnye makrojekonomicheskie parametry prognoza social’no-jekonomicheskogo razvitija Rossijskoj Federacii na 2010 god i planovyj period 2011 i 2012 godov (Scenario conditions and main macroeconomic parameters of the prognosis of socio-economic development of the Russian Federation for 2010 and the planning period of 2011 and 2012) // Ministerstvo jekonomicheskogo razvitija RF, 2009. URL: http://www.economy.gov.ru/wps/wcm/connect/economylib4/mer/activity/sections/macro/prognoz/doc1247665263609 (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

7 Shpil’man A.V., Tolstolytkin, I.P. Perspektivy neftedobychi v HMAO-Jugre (Perspectives of oil production in the Khanty-Mansiysk-Yugra) // Neftegazovaja Vertikal’. 2013. №12. URL: http://www.ngv.ru/upload/iblock/b67/b67579b66f4356f5fdb0fe95ea7ee329.pdf (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

8 Europe Brent Spot Price FOB // U.S. Energy Information Administration. URL: h t t p : / / w w w. e i a . g o v / d n a v / p e t / h i s t /LeafHandler.ashx?n=pet&s=rbrte&f=a (last accessed 12.05.2014).

9 Free market commodity prices, annual, 1960 – 2012 // UNCTAD. URL: http://unctadstat.unctad.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=30727 (last accessed 12.05.2014).

10 United States inflation, average consumer prices // International Monetary Fund, 2013. URL: http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2013/01/weodata/weorept.aspx?sy=2000&ey=2012&scsm=1&ssd=1&sort=country&ds=.&br=1&pr1.x=36&pr1.y=11&c=111&s=PCPIPCH%2CPCPIEPCH&grp=0&a= (last accessed 12.05.2014).

Геник И.В., канд. техн. наук, старший научный сотрудник лаборатории геопо-тенциальных полей, ФГБУН Горный институт Уральского отделения Российской академии наук, г. Пермь, Российская ФедерацияI.V. Genuk, Candidate of Engineering Sciences, Senior Scientific Worker of Laboratory of Geopotential Fields of FSBIS Mining Institute of the Ural Branch Russian Academy of Sciences, Perm, the Russian Federation



2014, т. 12, № 2

Key words: Russia, Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug, oil, oil price, drilling for oil, crude oil production, investment, oil extraction forecast.

Ключевые слова: Россия, Ханты-Мансийский автономный округ, нефть, цена нефти, бурение на нефть, добыча нефти, инвестиции, прогноз добычи нефти.

By the end of 2013, the share of the fuel and energy complex in the Russian gross domestic product (GDP) amounted to 30%, providing 70% of exports and 50% of tax revenues [5]. In the conditions of stabilization of the annual oil prices beginning in 2011, and a significant downturn in GDP growth rates in Russia, the question appears on the economic model of development of the

UDC 338.2:338.012

THE ANALYSIS OF SOME INDICATORS OF OIL PRODUCTION IN RUSSIA 2000-2013 YEARSАНАЛИЗ НЕКОТОРЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НЕФТЕДОБЫЧИ В РОССИИ 2000-2013 ГОДОВ

I.V. Genik, FSBIS Mining Institute of the Ural Branch Russian Academy of sciencesPerm, Russian Federation

Геник И.В.,ФГБУН Горный институт Уральского отделения Российской академии наук г. Пермь, Российская Федерация

A significant share of the fuel and energy complex in Russia’s economy determines the relevance of the analysis of its development trends. One of the most significant branches of the fuel and energy complex is the extraction of oil, which together with gas provides nearly a half of Federal budget incomes. Difficulties in a study of oil production trends are connected first of all with different economic conditions of its functioning in the USSR and the Russian Federation, as well as a significant decline in the 1990s in Russia.For the analysis of oil used the data of the Ministry of energy of the Russian Federation on volumes of production, drilling and investment, time series of prices, taken from Internet sources in oil statistics, information on oil production in Russia up to 2000, and inflation data of the ruble and the dollar.When considering the levels of investments and the cost of oil at current prices established that changes in production occurred in 2005 after the end of the recovery growth after the Russian crisis of the 1990s, when significant growth of investments in oil production became necessary.The analysis of the time interval 1964-2013 years showed significant similarities in form of oil production curves: recovery growth in Russia in the 2000s and the exponential increase in oil production in the USSR. Differences are connected with growing, mainly, oil prices after the year 2000 and decreasing the share of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug in the all-Russian crude oil extraction.The issue about the levels of prices and investments treated from the effects of inflation of the ruble and the dollar. The results showed that, beginning with 2005-2006 there is a linear relationship drilling and oil production with investments.The forecast was made that further small increase in the production, about 1% per year, possible while preserving linear growth of investment and drilling activity in conditions of high oil prices and tax privileges under the tax to extraction of minerals for new deposits.

Значительная доля топливно-энергетического комплекса в экономике России обусловливает актуальность анализа тенденций его развития. Одной из наибо-лее важных отраслей топливно-энергетического комплекса является добыча нефти, которая вместе с газом обеспечивает почти половину доходов федераль-ного бюджета. Трудности в исследовании состояния нефтедобычи связаны, в первую очередь, с разными экономическими условиями ее функционирования в СССР и Российской Федерации, а также значительным спадом 1990-х годов в России.Для анализа добычи нефти использованы данные министерства энергетики об объемах добычи, бурения и инвестиций, временные ряды цен, взятые из интер-нет-источников по нефтяной статистике, сведения о добыче нефти в России до 2000 г., а также параметры инфляции рубля и доллара.При рассмотрении уровней инвестиций и стоимости нефти в текущих ценах установлено, что изменения в объемах добычи произошли в 2005 г. по оконча-нии восстановительного роста после российского кризиса 1990-х годов, когда стал необходим значительный рост вложений в нефтедобычу.Анализ временного интервала 1964-2013 гг. показал значительное сходство по форме кривых добычи нефти: восстановительного роста в России в 2000-х годах и экспоненциального увеличения нефтедобычи в СССР. Отличия связаны с растущими, в основном, ценами на нефть после 2000 г. и уменьшением доли Ханты-Мансийского автономного округа в общероссийской добыче.Исследован вопрос об уровнях цен и инвестиций, очищенных от влияния инфляции рубля и доллара. Результаты показали, что начиная с 2005-2006 гг. имеется линейная связь объёмов бурения и добычи нефти с инвестициями.Сделан прогноз о том, что дальнейший небольшой рост добычи, около 1% в год, возможен при сохранении линейного роста инвестиций и объемов бурения в условиях высоких цен на нефть и при налоговых льготах по налогу на добычу полезных ископаемых для новых месторождений.


2014, т. 12, № 2

energy complex, created in conditions of almost continuous growth of prices for raw materials, as well as to the oil and gas sector in modern conditions. The importance of oil prices and the volume of its production is illustrated by the share of oil and gas revenues in the budget of Russia (table 1) [2], if in 2000 it was only 9.3%, 2011, the maximum level was reached in 49.9%, i.e. almost half of the budget. In this connection, it is important to analyze the condition and prospects of oil and gas.

Let’s perform analysis of the data (table 1), given in the presentation of the Ministry of energy of the Russian Federation; the price of Brent taken according to the Energy Information Administration of the U.S. Department of Energy [8].

Table 1. The main Russian production levels of oil and the economy for years 2000-2012

Year The share of oil and

gas revenues

in the budget, %

Crude oil pro-duc tion, million

tons

Dril-ling

for oil, thou-sand

m

Invest-ment in oil

produc-tion,

billion rubles

The price of Brent oil,

$/Barrel

2000 9.3 323.3 9299 123.2 28.662001 8.9 348.1 10156 177.9 24.462002 14.7 379.7 9088 151.5 24.992003 15.6 421.4 9257 176.3 28.852004 30.2 459.0 8997 169.7 38.262005 42.2 470.0 9040 234.5 54.572006 46.9 480.6 11832 320.2 65.162007 37.2 491.4 14627 407.4 72.442008 47.3 488.6 15735 478.1 96.942009 40.7 494.3 14555 547.3 61.742010 46.1 505.2 17232 598.5 79.612011 49.9 511.4 18746 729.0 111.262012 47.3 518.0 20538 835.1 111.63

In 2000-2012 years the annual growth of oil production was in the range from 11% (2003) to 1.2% (2010), reaching in 2008 to 0.6%. The average annual growth for the period 2001-2007 was 7.4%, and in 2009-2012 growth was 1.6%. If attract the most recent data [5] for 2013 crude oil production (523.2 million tons), the increase of oil production amounted in 2013 only 1%.

Figure 1 presents a diagram showing for 2000-2012, the levels of oil production and investments in oil production in relation to the price of Brent. The main production growth occurred in the period 2000-2004, when small changes in the level of investment, there has been an increase, amounting to 70% of total increase in production for 2000-2012. The growth occurred at the background of increasing oil prices from 28 to $ 38 per barrel.

Figure 1. Oil production and investments in oil production in 2000-2012

To explain the increase oil production 2000-2004 with a stable investment consider the price and production levels for a longer time interval (figure 2). The price of crude for 1964-2012, taken according to the UN Conference on trade and development (UNCTAD) [9], the volume of oil production in the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug taken from the article [7]. Growth 2000-2004 explained by the following factors.

After almost stable level of prices in 1987-1999 (on average 18$/barrel) price increase occurred leap to the new average level of 26.7 $/barrel, keeping in 2000-2003. The continuation of the investment activity cycle in Russia for the first time appeared in 1997 (due to local rise of oil prices) and reinforced by the devaluation of 1998. Analyzing figure 2, it is possible to note the following regularities and correlations.

Figure 2. Oil production in Russia and Khanty-Mansi Autonomous Okrug

Starting from 2008, oil production in the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug, which provides about half of Russian oil production (55.2% in 2003, 50.2% in 2012, 48.8% in 2013) decrease, reduction for 2007-2013 amounted to 23.3 million tonnes. Almost exponential growth of oil production in 1999-2004 stopped near the level of 1977, when stopped exponential increase production in Russia in the 1950-1970s, and the growth of oil production in the Khanty-Mansi Autonomous


2014, т. 12, № 2

Okrug reached a maximum and amounted to 38 million tons. The level of oil extraction in Russia from 1998 begins to show a correlation with the level of world prices. Since 2000, stabilization and growth of production has provided other regions of Russia, where significant investments in development of new deposits were required (Vankor oil deposit, Eastern Siberia) or in enhanced oil recovery (Volga-Urals), which explains the significant increase in the investments in oil production, starting with 2007. The changing nature of the oil extraction in Russia, reflected in moderate growth with 2004-2007 and the production decline in Khanty-Mansiysk where the unique potential of the field, inevitably led to a sharp increase of investments in oil production.

Analyzing the period 2000-2012, it is necessary to note, that during this time there were large changes in the level of prices in Russia, as well as significant changes in the purchasing power of the US dollar. Therefore for correct comparison of investment and oil price, expressed in current prices, it is necessary to take into account inflation and bring the money options, to the price of any one year; in this paper prices reduced to the level of 2000.

The inflation of the ruble taken according to the Federal service of state statistics of Russia [3], and the dollar from the database of the International Monetary Fund [10].

The original value and the results of calculations are presented in table 2.

Table 2. The inflation component in oil prices and investment

Year The an nual rouble infla-tion rate, %

The annual

US dollar infla-tion,

rate %

The pur-chas-ing

power of the ruble

relative 2000

The pur-

chasing power of the dollar

relative to 2000

Brent price,

$/barrel in 2000 year $

Invest-ment in oil pro-duction, billion rubles

in 2000 year

rubles2000 20.2 3.367 1.000 1.000 28.7 123.22001 18.6 2.817 0.798 0.966 23.6 142.02002 15.1 1.596 0.650 0.939 23.5 98.42003 12.0 2.298 0.551 0.924 26.7 97.22004 11.7 2.668 0.485 0.903 34.5 82.42005 10.9 3.366 0.429 0.879 48.0 100.52006 9.0 3.222 0.382 0.849 55.3 122.32007 11.9 2.871 0.347 0.822 59.5 141.62008 13.3 3.815 0.306 0.798 77.4 146.32009 8.8 -0.320 0.265 0.768 47.4 145.32010 8.8 1.640 0.242 0.770 61.3 144.92011 6.1 3.141 0.221 0.758 84.3 160.92012 6.6 2.076 0.207 0.734 81.9 173.1

Calculations show that Russian investments in the oil production in real terms decreased in 2002-2004, but

despite the reduction in this period was achieved the most significant growth of oil production. This is explained by commissioning of previously unused production capacities and introduction of new technologies that occurred at the background of price growth in 2001-2004 in 1.5-1.6 times (while their main increases were in 2004). On the basis of table 2 we can note the presence of a cycle of investment activity in Russia with a period of approximately 6 years: 1998-2004-2010 (named years minimum cycle).

Further increase of oil production, since 2005, has demanded growth of investment in both nominal and real terms. Only in 2007 the investments in real terms exceeded the level of 2000, followed by a further decline in 2009 and 2010, and then a sharp increase. However, despite the increase in investments in 2011 and 2012 (11% and 7.6%) oil production in those years grew by only 1.2% and 1.3%.

Considering the financial parameters, it is necessary to note the decrease in the purchasing power of the ruble at 2000-2012, almost five times. Annual inflation in the US the whole period did not exceed 3.82%, and in 2009 even had deflation. The specified values, though small in annual terms, resulted in the decrease of the purchasing power of the dollar by more than 25% during the period under consideration, and in 2012 there was a decrease in the real price of oil (US $ 2000) for 2.8% to 81.9 $/barrel. Thus, in Russia in 2012, a significant growth of production and investments took place in the conditions when the price for oil has fallen in real terms.

Take into account the additional strengthening of the ruble against the dollar, following the conversion of investments in the $ 2000 and consider the relationship of magnitude drilled for oil (figure 3) investments (us $ 2000) and annual growth of oil production.

From figure 3 we can see that to 2005 inclusive at the drilling volumes practically no effect of changes in investments, and then, starting in 2006, there is almost a linear relationship.

Figure 3. Relationship drilling for oil with investments in oil production and the annual growth of oil production


2014, т. 12, № 2

Strict linear relationship drilling with investments was slightly disturbed only in 2008-2010, in the result of the financial crisis and uncertainty in the expected demand and price levels. The interrelation of volumes of drilling and oil production growth is even more interesting: in 2001-2003 was even increase production while reducing the volumes of drilling, which is explained by the use of previously idle wells. Since 2005 the situation returns to normal: increasing (about the same amount) drilling correspond almost constant production growth. There is also the tendency of some reduction of production growth.

We can give the following example of the impact of the crisis 2008-2009 on the forecast production levels. 12 February 2009 Minister of energy said that oil production in Russia by 2013 will decrease to 450 million tons [1]. The error of this forecast, which amounted 73.2 million tons, or 14% of the production level 2013, due to the fact that the forecast was made in the conditions, when the prices have only just started to grow from the crisis lows, and post-crisis price levels of oil prices were not clear [6, 8] as to whether this level 1987-1999 period, which averaged 18.1 $/barrel, or it will be something close to the level of 2005 (the annual average price 54.57$/barrel) or price restored to their former record levels of 2008 (96.94 $/barrel).

The Ministry of economic development of Russia was made forecast (15.07.2009) scenario conditions and main macroeconomic parameters of socio-economic development of the Russian Federation for 2010 and the planning period of 2011 and 2012 [6]. Average annual price of oil in 2009-2012 expected: 54, 55, 56, 57 dollars per barrel with the pessimistic forecast. Optimistic

forecast gave 54, 60, 70, 77 dollars per barrel. If we consider this forecast, using table 1, shows that with the pessimistic option price was expected to roll back to the prices of 2005 with the production of even less than that year. Approximately the same price level, apparently, was in the forecast of the Minister of energy.

In reality, the price of oil in 2013 was around 50$/barrel [4] was higher than the pessimistic forecast, and production is higher by 73.2 million tons, i.e. one can estimate that the increase in oil prices (on the base of 58$/barrel) 1$/barrel provided in 2009-2013 production growth in 1.48 million tons.

You can expect moderate growth (about 1%) russian crude oil production in 2014, assuming continued existed since 2007, trends for linear growth of investment and drilling activity even in conditions of low-changing, but high (above 100$/barrel), oil prices and availability of tax concessions on mineral extraction tax for new deposits.

ConclusionAnalysis of the main parameters characterizing the

oil extraction in Russia after 2000 showed that the first initial stage (up to 2005 inclusive) the production increase was due, mainly, by entering previously untapped capacities, taking place in conditions of growth in oil prices, at an almost constant level of investment and drilling. Further production growth occurred under conditions of linear increase investment and drilling in as fast-growing and stagnating oil prices. Increased production, starting from 2007, was in the conditions, when oil production decreased in Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug and grew in other regions of Russia.

REFERENCES1 Oil production in Russia by 2013

come down to 450 million tons - Ministry of Energy of the RF // RIA Novosti, 2009. URL: http://ria.ru/economy/20090212/161915719.html (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

2 Report of energy Minister Alexander Novak at the National gas forum. Presentation // Ministry of Energy of the RF, 2013. URL: http://minenergo.gov.ru/upload/iblock/bde/bded27fd350fb8faebe16bd026b61abc.zip (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

3 Consumer price indices for the Russian Federation in 1991 - 2013, goods and services // Federal State Statistics Service, 2014. URL: http://www.gks.ru/free_doc/new_site/prices/potr/2013/I-ipc.xlsx (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

4 Clarifying the basic parameters of the forecast of socio-economic development of the Russian Federation for the year 2014 // Ministry of Economic Development of the

RF, 2013. URL: http://www.economy.gov.ru/wps/wcm/connect/economylib4/mer/activity/sections/macro/prognoz/doc20131227_21 (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

5 Presentation of А.Novak «Results of work of the FEC of Russia in 2013. Tasks for medium-term prospect» // Ministry of Energy of the RF, 2013. URL: http://minenergo.gov.ru/press/doklady/17354.html (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

6 Scenario conditions and main macroeconomic parameters of the prognosis of socio-economic development of the Russian Federation for 2010 and the planning period of 2011 and 2012) // Ministry of Economic Development of the RF, 2009. URL: http://www.economy.gov.ru/wps/wcm/connect/economylib4/mer/activity/sections/macro/prognoz/doc1247665263609 (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

7 Shpil’man A.V., Tolstolytkin, I.P. Perspectives of oil production in the Khanty-Mansiysk-Yugra // Neftegazovaja Vertikal’.

2013. №12. URL: http://www.ngv.ru/upload/iblock/b67/b67579b66f4356f5fdb0fe95ea7ee329.pdf (last accessed 12.05.2014). [in Russian].

8 Europe Brent Spot Price FOB // U.S. Energy Information Administration. URL: h t t p : / / w w w. e i a . g o v / d n a v / p e t / h i s t /LeafHandler.ashx?n=pet&s=rbrte&f=a (last accessed 12.05.2014)

9 Free market commodity prices, annual, 1960 – 2012 // UNCTAD. URL: http://unctadstat.unctad.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=30727 (last accessed 12.05.2014)

10 er prices // International Monetary Fund, 2013. URL: http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2013/01/weodata/weorept.aspx?sy=2000&ey=2012&scsm=1&ssd=1&sort=country&ds=.&br=1&pr1.x=36&pr1.y=11&c=111&s=PCPIPCH%2CPCPIEPCH&grp=0&a= (last accessed 12.05.2014)


2014, т. 12, № 2


1 Добыча нефти в России к 2013 году снизится до 450 млн тонн. Минэнерго // РИА Новости, 2009. URL: http://ria.ru/economy/20090212/161915719.html (дата обращения 12.05.2014).

2 Доклад министра энергетики РФ Александра Новака на Национальном газовом форуме. Презентация // Министерство энергетики РФ, 2013. URL: http://minenergo.gov.ru/upload/iblock/bde/bded27fd350fb8faebe16bd026b61abc.zip (дата обращения 12.05.2014).

3 Индексы потребительских цен по Российской Федерации в 1991 - 2013 гг., товары и услуги // Федеральная служба государственной статистики, 2014. URL: http://www.gks.ru/free_doc/new_site/prices/potr/2013/I-ipc.xlsx (дата обращения 12.05.2014).

4 Об уточнении основных параме-тров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2014 год // Министерство экономического раз-вития РФ, 2013. URL: http://www.economy.gov.ru/wps/wcm/connect/economylib4/mer/a c t i v i t y / s e c t i o n s / m a c r o / p r o g n o z /

doc20131227_21 (дата обращения 12.05.2014).

5 Презентация А. Новака «Итоги работы ТЭК России в 2013 году. Задачи на среднесрочную перспективу» // Министерство энергетики РФ, 2013. URL: h t t p : / / m i n e n e r g o . g o v . r u / p r e s s /doklady/17354.html (дата обращения 12.05.2014).

6 Сценарные условия и основные макроэкономические параметры прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2010 год и пла-новый период 2011 и 2012 годов // Министерство экономического развития РФ, 2009. URL: http://www.economy.gov.ru/wps/wcm/connect/economylib4/mer/activity/sections/macro/prognoz/doc1247665263609 (дата обращения 12.05.2014) .

7 Шпильман А.В., Толстолыткин, И.П. Перспективы нефтедобычи в ХМАО-Югре // Нефтегазовая Вертикаль. 2013. №12. URL: http://www.ngv.ru/upload/iblock/b67/b67579b66f4356f5fdb0fe95ea7ee329.pdf (дата обращения 12.05.2014).

8 Europe Brent Spot Price FOB // U.S. Energy Information Administration. URL: h t t p : / / w w w. e i a . g o v / d n a v / p e t / h i s t /

LeafHandler.ashx?n=pet&s=rbrte&f=a (дата обращения 12.05.2014).

9 Free market commodity prices, annual, 1960 – 2012 // UNCTAD. URL: http://unctadstat.unctad.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=30727 (дата обра-щения 12.05.2014).

10 United States inflation, average consumer prices // International Monetary Fund, 2013. URL: http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2013/01/weodata/weorept.aspx?sy=2000&ey=2012&scsm=1&ssd=1&sort=country&ds=.&br=1&pr1.x=36&pr1.y=11&c=111&s=PCPIPCH%2CPCPIEPCH&grp=0&a= (дата обращения 12.05.2014).

I.V.Genuk, Candidate of Engineering Sciences, Senior Scientific Worker of Laboratory of Geopotential Fields of FSBIS Mining Institute of the Ural Branch Russian Academy of Sciences, Perm, the Russian Federation Геник И.В., канд. техн. наук, ст. научный сотрудник лаборатории геопотенциаль-ных полей, ФГБУН Горный институт Уральского отделения Российской акаде-мии наук, г. Пермь, Российская Федерацияe-mail: [email protected]


2014, т. 12, № 2

УДК 330.322.54(076.5)

ОЦЕНКА СПРАВЕДЛИВОй СТОИМОСТИ ПРЕДПРИЯТИй СТРОИТЕЛЬСТВА ОБЪЕКТОВ НЕФТЯНОй И ГАЗОВОй ПРОМЫШЛЕННОСТИASSESSMENT OF FAIR VALUE OF THE ENTERPRISE OF THE CONSTRUCTION COMPLEX

Рассматривается проблема оценки справедливой стоимости предприятий по строительству объектов нефтегазовой промышленности. Предлагается автор-ское определение понятия – справедливая стоимость. Представлен механизм расчета и согласования результатов оценки справедливой стоимости реально действующего предприятия с учетом особенностей строительного комплекса. Представленные результаты позволят повысить качество оценки и согласования результатов оценки справедливой стоимости предприятия. Использованы три основных подхода к оценке стоимости предприятия, в рамках данных подходов, применяются различные методы оценки стоимости предприятия. Использование различных методов оценки даёт неоднозначную итоговую величину стоимости предприятия. Согласно классической методике оценки стоимости предприятия, если стоимость предприятия, рассчитанная разными методами (подходами), отличается более чем на двадцать процентов, то следует сделать перерасчет стоимости или отбросить один из вариантов расчета. Данное положение имеет смысл, если в стране наблюдается либо стабильный экономический рост, либо экономика страны стагнирует, либо влияние фактора неопределенности на раз-витие экономических процессов минимально. В настоящее время наблюдается финансовая нестабильность по всем отраслям экономики, соответственно влия-ние фактора неопределенности на развитие экономических процессов в стране достаточно велико. Вследствие этого невозможно дать достоверный прогноз о состоянии строительной отрасли в будущем, поэтому применение различных методов нацелено, прежде всего, на то, чтобы учесть все возможные варианты развития. Авторы предлагают метод согласования конечной справедливой стои-мости предприятия. Для того чтобы выявить конечную справедливую стоимость предприятий и учесть все результаты был применен метод анализа иерархии.

The problem of estimating the fair value of enterprises for construction of oil and gas industry. The author’s definition of the concept - fair value. The mechanism for calculating and reconciling the results estimating the fair value of real operating enterprise, taking into account the features of the building complex. The results presented will improve the quality of the assessment and coordination of results estimate the fair value of the enterprise. Used three main approaches to the valuation of the enterprise, in the framework of these approaches, there are different methods of valuation for the company. Using various methods of evaluating an ambiguous total value of the enterprise. According to the classical method of valuation of the company, if the enterprise value, calculated by different methods (approaches) differs by more than twenty percent, you must recalculate the cost or drop one of the following calculation. This provision makes sense if the country is experiencing either stable economic growth or the economy stagnates or the impact of uncertainty on the development of economic processes is minimal. Currently, there is financial instability across all sectors of the economy, respectively, the impact of uncertainty on the development of economic processes in the country is sufficiently large. Because of this, it is impossible to give a reliable prediction about the state of the construction industry in the future, so the use of different methods aimed primarily at what to take into account all possible scenarios. The authors propose a method for matching the ultimate fair value of the enterprise. In order to identify the ultimate fair value of enterprises and account for all the results of the analysis method was applied hierarchy.

Хайруллин В.А., Ривкина Н.Н., Шакирова Э.В.,



V.A. Khayrullin, N.N. Rivkina, E.V. Shakirova,

FSBEI HPE «Ufa State Petroleum Technological University», Ufa,


Ключевые слова: справедливая стоимость, строительный комплекс, метод анализа иерархий, доходный подход, затратный подход, сравнительный подход.

Key words: fair value, construction complex, method of the analysis of hierarchies, profitable approach, expensive approach, comparative approach.

Эволюция международных стандартов финансо-вой отчетности привела к тому, что учет по прин-ципу справедливой стоимости становится все более

востребованным. Поэтому перед российскими финансовыми специалистами возникает необходи-мость изменения подходов к составлению отчетно-сти. Данные изменения должны содержать в себе два принципа МСФО. Первый из них – «достоверное представление информации» – один из самых важных, так как он определяет общий подход к составлению отчетности. Второй принцип – «спра-ведливая цена». Его используют при определении стоимости отдельно взятого объекта, активов или обязательств предприятия.


2014, т. 12, № 2

Справедливая стоимость полностью отражает всю имеющуюся информацию об объекте и его свой-ствах. Однако участникам рынка в большинстве слу-чаев вся информация недоступна. Вследствие асимметричности информации рынок может недо-оценивать или переоценивать объект. Соответственно, рыночная стоимость может быть выше или ниже справедливой стоимости. Подтверждение этого – ежедневные изменения сто-имости акций компаний, торговля которыми осу-ществляется на фондовом рынке. Как только новая информация о компании оказывается доступной участникам рынка, происходит переоценка прогно-зов относительно будущего компании уже с учётом новой информации и рыночная стоимость подверга-ется корректировке.

На сегодняшний момент «справедливая цена» и «справедливая стоимость» не имеют четко сформу-лированных определений. При этом необходимо отметить, что данные понятия используются сино-нимично. На взгляд авторов понятие «справедливая стоимость» в большей степени соответствует совре-менным реалиям.

Формализация определения понятия «справедли-вая стоимость» необходима, прежде всего, для исключения фактора неопределенности в конечном результате стоимости оценки.

Для определения справедливой стоимости, в первую очередь, следует дать определения основных видов стоимостей оценки объектов: рыночной, инве-стиционной и фундаментальной.

Рыночная стоимость – это текущая стоимость товаров, услуг, в том числе, биржевых товаров, фон-довых ценностей и валюты, определяемая на основе спроса и предложений в каждый конкретный момент на рынке.

Инвестиционная стоимость – это сумма денеж-ных средств, необходимая для приобретения (вре-менного пользования) какого-либо актива с целью извлечения дохода или иного полезного эффекта.

Согласно экономическому словарю фундамен-тальная стоимость – это аналитическая оценка сто-имости объекта, основанная на предполагаемых внутренних характеристиках инвестиций, не затро-нутая особенностями, относящимися к любому кон-кретному инвестору. Следует отметить, что фундаментальная стоимость может иметь различ-ную оценку в зависимости от используемого под-хода. Так, затратный подход включает в себя три метода: ликвидационной, восстановительной и оста-точной стоимости. Ликвидационная стоимость пред-ставляет собой денежную сумму, которую собственник предприятия может получить при лик-видации предприятия и раздельной распродаже его активов. Восстановительная стоимость – сумма затрат в виде амортизационных отчислений, необхо-димых для восстановления изношенных в процессе производства основных фондов, исчисленная с учетом действующих цен. Остаточная стоимость – первоначальная стоимость активов за вычетом начисленного износа – амортизации.

Доходный подход – способ оценки объекта, основанный на определении текущей стоимости будущих доходов от его использования. Срав-нительный подход – это совокупность методов оценки стоимости, основанных на сравнении объ-екта оценки с его аналогами, в отношении которых имеется информация о ценах сделок с ними.

Учитывая все вышесказанные соображения, предлагается следующее определение понятия «справедливая стоимость». Справедливая стоимость – это средневзвешенная стоимость, полученная в результате использования трех подходов к оценке стоимости исследуемого объекта при учете интерес всех сторон.

Все вышеперечисленное представим в виде схемы.

Таблица 1. Динамика основных технико-экономических показателей строительной организации ОАО «Стройтрансгаз», тыс. руб.

Показатели 2009 г. 2010 г. 2011 г.1 2 3 4

Выручка от реализации работ 41446106 32480919 41369422Себестоимость реализации работ 42725414 34723559 34169766Валовая прибыль (убыток) -1279308 2242640 7199656Произво дительность основных работающих 5466 5562 10745Среднесписочная численность работников основного производства, чел. 7582 5839 3850Среднемесячная заработная плата одного работника производства, руб. 11356 15265 18245Дебиторская задолженность 26851955 31417152 22023951Кредиторская задолженность 24148534 35534736 17289147Среднегодовая стоимость основных фондов 6151922 6436465 2803930Фондоотдача, руб. / Руб. 6,7 5,04 14,7Прочие операционные доходы 28366239 13485963 12103782Прочие операционные расходы 31397914 15150743 13920493Чистая прибыль (убыток) -6738845 -5287801 851397


2014, т. 12, № 2

Рисунок 1. Схема расчета справедливой стоимости предприятия

Применим данную схему при расчете справедли-вой стоимости строительного предприятия с учетом специфики вида деятельности – строительства.

При оценке справедливой стоимости строитель-ного предприятия, базой для оценки берем технико-экономические показатели деятельности орга ни зации.

Метод капитализации постоянного дохода осно-вывается на том, что в течении трех лет, в качестве условно-постоянного дохода, денежный поток рас-считывается, как средний в год из ожидаемых по трем годам данных потоков, равный:

(1)

где Аср – средний денежный поток, в тыс . руб.; ЧПi – чистая прибыль, в тыс. руб.; Ai – условно – постоянный доход, в тыс. руб.

тыс. руб.

Вследствие того, что постоянный средний доход оказался отрицательным, стоимость предприятия также будет отрицательной.

Рассчитаем стоимость предприятия методом капитализации постоянного дохода, получаемого в течение ограниченного срока по модели Инвуда. Согласно модели Инвуда в коэффициенте капитала ограниченного во времени постоянного дохода и норме текущего дохода основываются на среднеот-раслевой норме текущего дохода для строительной отрасли i =10%:

(2)

где 1/Sn – фактор фонда возмещения; R – ставка дисконта, в долях.

Рассчитаем стоимость компании по модели

Инвуда:

(3)

где PVост, Ц – остаточная стоимость бизнеса (цена), тыс. руб.;

i – среднеотраслевая норма текущего дохода, в долях;

1/S(n,i) – фактор фонда возмещения; тыс. руб.

Согласно модели Хоскальда в коэффициенте капитала ограниченного во времени постоянного дохода и норме текущего дохода, норма возврата капитала основываются на безрисковой норме теку-щего дохода R=7,37%. Таким образом:

тыс. руб.

Дадим расчет стоимость компании по модели Хоскальда:

(4)

где 1/Sn(n,R) – фактор фонда возмещения.

тыс. руб.

Расчет стоимости предприятия согласно модели Ринга основывается на показателе рентабельности собственного капитала в будущем периоде:

(5)

где Д – рентабельность собственного капитала, в долях;

n – количество периодов.

тыс. руб.

За коэффициент приведения примем индекс рублевой инфляции, которая в среднем за период имела максимальное отклонение 11%. Таким обра-зом, при ретроспективном сценарии стоимость ком-пании с учетом коэффициента приведения в цены 2011 года будет следующей:

тыс. руб.Рассмотрим вариант в случае, когда соответству-

ющие темпы роста будут увеличиваться минималь-ной величине, равной 5%:

тыс. руб.Рассчитаем стоимость компании, используя

ставку дисконта равной 0,38, согласно бета коэффи-циенту:


2014, т. 12, № 2

тыс. руб.

В случае ситуации стагнации в экономике стои-мость компании будет равна:

тыс. руб.

Проведя соответствующую корректировку балан-сового отчета ОАО «Стройтрансгаз» и вычтя из совокупных активов стоимость обязательств, опре-делено, что стоимость компании определенная затратным подходом, составляет: 32829614 – 44037461 = -11207847 тыс. руб.

Таблица 2. Расчет стоимости чистых активов ОАО «Стройтрансгаз»

Наименование показа-теля

Балансовая стоимость, тыс. руб.

Откор ректиро-ванная стои-

мость, тыс. руб.1 2 3

АктивыНематериальные активы

50 50

Основные средства 2803930 5047074Прочие внеоборотные активы

1588851 1588851

Незавершенное строитель ство

- -

Запасы 3620136 2896108Дебиторская задолжен-ность

22023951 19451553

Финансовые вложения 7000118 7000118Денежные средства 988040 988040Прочие оборотные средства

135360 135360

Нераспределенная при-быль отчетного периода

-4277540 -4277540

ИТОГО АКТИВы 32829614ПассивыДолгосрочные обязательст ва

23290485 23290485

Краткосрочные кредиты - -Кредиторская задолжен-ность

17289147 20746976

Прочие обязательства - -ИТОГО ПАССИВы 44037461

Для согласования результатов оценки стоимости предприятия мы рекомендуем использовать метод анализа иерархий.

Метод анализа иерархий (МАИ) является мате-матической процедурой для иерархического пред-ставления элементов, определяющих параметры объекта.

Таблица 3. Справедливая стоимость ОАО «Стройтрансгаз» по состоянию на 31.12.2011 г.

Применяемый подход

Результат,тыс. руб.

Весовой коэффи-

циент

Справед ливая стоимость, тыс. руб.

Метод Ринга -24707738 0,13 -3212005,9Метод Инвуда -8030015 0,10 - 803001,5Метод Хоскальда -27453042 0,06 - 1647182,5Метод дисконти-рования денеж-ных потоков, сценарий песси-мистичный

19478200 0,15 2921730

Метод капитали-зации неопреде-ленно длительного постоянного дохода, сценарий стагнация

54635041 0,06 3278102,46

Метод дисконти-рования денеж-ных потоков, сценарий оптими-стичный

66764106 0,07 4673487, 42

Метод дисконти-рования денеж-ных потоков, сценарий ретро-спективный

53285669 0,19 10124277,11

Метод чистых активов

-11207847 0,23 - 2577804,8

Итого справедли-вая стоимость предприятия

12757602,29

Выводы Таким образом, итоговая величина обоснованной

справедливой стоимости ОАО «Стройтрансгаз» по состоянию на 31.12.2011 составляет 12757602,29 тыс. руб.

Использование различных методов и различных сценариев позволяет снизить фактор неопределён-ности, минимизировать риск погрешности при оценке стоимости предприятия, что позволяет более объективно оценить величину справедливой стоимо-сти согласно сложившейся международной прак-тике.


2014, т. 12, № 2


1 Абдулаев Н.А., Колайко Н.А. Оценка стоимости предприятия (бизнеса). М.: ЭКМОС, 2010. 352 с.

2 Баканов М.И., Шеремет А.Д. Теория экономического анализа. М.: Финансы и статистика, 2010. 288 с.

3 Валдайцев С.В. Оценка бизнеса. М.: Проспект, 2009. 360 с.

4 Грязнова А.Г., Федотова М.А. Оценка бизнеса. М.: Финансы и статисти-ка, 2008. 510 с.

5 Годовые финансовые отчеты пред-приятия за период с 2009 по 2011 год ОАО «Стройтрансгаз» [Электронный ресурс], 2014. http://firminform.ru/otchetnost/oao_stroytransgaz/ (26.09.2011).

6 Ковалев А.И., Привалов В.П. Анализ финансового состояния предпри-ятия. М.: Центр экономики и маркетинга, 2010. 208 с.

7 Селезнева Н.Н., Ионова А.Ф. Финансовый анализ. М.: ЮНИТИ, 2009. 479 с.

REFERENCES1 Abdulaev N.A., Kolaiko N.A. Ocenka

stoimosti predpriyatiya (biznesa). M.: EKMOS, 2010. 352 s. [in Russian].

2 Bakanov M.I., Sheremet A.D. Teoriya ekonomicheskogo analiza. M.: Finansy i statistika, 2010. 288 s. [in Russian].

3 Valdaicev S.V., Ocenka biznesa. M.: Prospekt, 2009. 360 s. [in Russian]

4 Gryaznova A.G., Fedotova M.A. Ocenka biznesa. M.: Finansy i statistika, 2008. 510 s. [in Russian].

5 Godovye finansovye otchety predpriyatiya za period s 2009 po 2011 god OAO «Stroitransgaz» [Elektronnyi resurs], 2014. – http://firminform.ru/otchetnost/oao_stroytransgaz/ (26/09/2011) [in Russian].

6 Kovalev A.I., Privalov V.P. Analiz finansovogo sostoyaniya predpriyatiya. M.: Centr ekonomiki i marketinga, 2010. 208 s. [in Russian].

7 Selezneva N.N., Ionova A.F., Finansovyi analiz. M.: YuNITI, 2009. 479 s. [in Russian].

Хайруллин В.А., ст. преподаватель кафе-дры «Экономика и управление на предпри-ятии нефтяной и газовой промышленно-сти», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияV.A. Hayrullin, Senior Lecturer of the Chair, «Economy and Management at the Enterprise of the Oil and Gas Industry» FSBEI HPE «Ufa State Petroleum Technological University», Ufa, the Russian FederationРивкина Н.Н., ст. преподаватель, кафе-дры «Экономика и управление на предпри-ятии нефтяной и газовой промышленно-сти», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияN. N. Rivkina, Senior Lecturer of the Chairs «Economy and Management at the Enterprise of the Oil and Gas Industry» FSBEI HPE «Ufa State Petroleum Technological University», Ufa, the Russian FederationШакирова Э.В., преподаватель кафедры «Политология, социология и связь с обще-ственностью», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияE.V. Shakirova, Lecturer of the Chair «Political Science, Sociology and Public Relations» FSBEI HPE «Ufa State Petroleum Technological University» Ufa, the Russian Federatione-mail: [email protected]


2014, т. 12, № 2

УДК 657.22 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ ОБРАЗОВАНИЯ АМОРТИЗАЦИОННОГО ФОНДАIMPROVEMENT OF METHODICAL BASES OF FORMATION OF THE SINKING FUND

Основные производственные фонды в процессе их участия в производствен-ном процессе со временем утрачивают свои изначальные полезные свойства. Это происходит по ряду причин, но в любом случае говорит о том, что необхо-дима замена прежнего оборудования новым, технологически более совершен-ным. Для того чтобы издержки, когда-то осуществленные на закупку основных фондов, не оказались безвозвратными, изначальная стоимость оборудования постепенно окупается посредством амортизации. Образование фонда амортизации является добровольным решением самих предприятий, однако государство все же регулирует данный процесс, самосто-ятельно устанавливая нормы амортизации. Заниженные нормы замедляют процесс замены средств производства, а завышенные, наоборот, сопровожда-ются ростом производительности и эффективности труда, регулярностью тех-нологических разработок и нововведений и, как следствие, ростом затрат. Таким образом, любая фирма рано или поздно сталкивается с проблемой установления наиболее оптимальной величины нормы амортизации.В работе рассмотрены основы способы амортизационных отчислений на пред-приятиях нефтегазовой отрасли. Предлагается использование различных форм начисления амортизаций раздельно для каждого вида технологического обору-дования нефтеперерабатывающих заводов, а также раздельно для наружной и внутренней части технологических аппаратов. Предложенный подход позволит в кратчайшие сроки возвратить средства в инвестиционный процесс.

The fixed business assets in the course of their participation in production lose over time the initial useful properties. It occurs for a number of reasons, but anyway says that replacement of the former equipment new, technologically is necessary for more perfect. In order that the expenses which once have been carried out on purchase of fixed assets, weren’t irrevocable, the initial cost of the equipment gradually pays off by means of depreciation. Formation of fund of depreciation is the voluntary decision of the enterprises, however the state nevertheless regulates this process, independently establishing norms of depreciation. The underestimated norms slow down process of replacement of means of production, and overestimated, on the contrary, are accompanied by growth of productivity and efficiency of work, a regularity of technological development and innovations and, as a result, growth of expenses. Thus, any firm faces sooner or later a problem of establishment of the most optimum size of norm of depreciation.Depreciation charges at the enterprises of oil and gas branch are considered. Use of various forms of charge of amortizatsiya separately for each type of processing equipment of oil refinery, and as separately for an external and internal part of technological devices is offered. The offered approach will allow to return in the shortest terms means in investment process.

Хафизова Э.Г., Ванчухина Л.И., Хафизов Ф.Ш., Краснов А.В.,ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа, Российская Федерация

E.G. Hafizova, L.I. Vanchukhina, F.Sh. Hafizov, A.V. Krasnov,FSBEI НРЕ «Ufa State Petroleum Technological University»,Ufa, the Russian Federation

Ключевые слова: амортизация, себестоимость, износ, ликвидация технологического оборудования, эксплуатационные расходы, нормативный срок службы.

Key words: amortization, prime cost, wear, elimina-tion of processing equipment, operational costs, stan-dard service life.

Воспроизводство основных производственных фондов, ускорение его темпов во многом определя-ется размером амортизационного фонда, в котором должны накапливаться средства для замены изно-шенного оборудования.

С течением времени оборудование требует боль-ших затрат на поддержание своего состояния. В результате себестоимость увеличивается не только на величину амортизационных отчислений, но и на

постоянно возрастающие суммы ремонтных работ. Это приводит к падению конкурентоспособности товаров, с одной стороны, из-за роста себестоимо-сти, с другой, из-за низкого качества продукции, которая выпускается на устаревшем оборудовании. Таким образом, речь идет о такой величине затрат, относимой на себестоимость продукции, которая бы не снизила конкурентоспособность последней и была бы достаточной для накопления за определен-ный период средств, предназначенных для замены оборудования.

Важнейшей характеристикой любой амортизаци-онной системы является возможность учета в нормах амортизации не только физического, но и мораль-ного износа основных производственных фондов, поскольку последний влияет на уровень конкурен-тоспособности предприятия.


2014, т. 12, № 2

В нефтеперерабатывающей промышленности моральный износ технологических установок насту-пает примерно через 12-15 лет. У большей части установок оптимальный момент обновления насту-пает через 8-10 лет эксплуатации. По оценкам неко-торых экономистов оборудование установок, подвергшихся частичному или полному моральному износу, составляет 80-85% оборудования отрасли [1,2].

Как известно, отдельные виды технологического оборудования нефтеперерабатывающих заводов в своем исполнении имеют корпус и внутренние устройства (секций, ходов, рядов, труб и т.д.).

Технический анализ состояния существующего оборудования на ОАО «Ново-уфимский нефтепере-рабатывающий завод» показал, что, например, износ корпуса колонны составил до 2012 г. – 2 мм, корпуса теплообменника – 0,5 мм. Таким образом, на про-тяжении десятков лет корпус колонны остается неиз-менным. Однако замена внутренних устройств колонны происходит в среднем через каждые 6-8 лет.

Анализ актов о ликвидации технологического оборудования показал, что списание в большинстве происходит вследствие физического износа. По при-чине морального износа списывается оборудование, у которого фактически срок службы находится в пределах 22-23 года. Особенно влияние морального износа сказывается на колонной аппаратуре, тепло-обменниках.

На сроки службы оборудования в нефтеперера-батывающей промышленности влияют условия экс-плуатации, качество конструкционных материалов, качество перерабатываемого сырья, качество ремонта, материально-технические возможности обновления.

Следовательно, с целью предотвращения потерь от физического и морального износа, необходим правильный выбор способа начисления амортизации со стоимости технологического оборудования с учетом специфических особенностей нефтеперера-батывающего производства.

С целью увеличения скорости возврата аванси-рованных средств труда, а также уменьшения роста эксплуатационных расходов по мере старения средств труда, необходимо ускоренное образование амортизационного фонда. С этой точки зрения уско-ренное списание стоимости средств труда возможно осуществлять по повышенным нормам амортизации в начальные периоды эксплуатации, но с пониже-нием последующие годы. То есть общим условием является уменьшение нормы амортизации с тече-нием времени эксплуатации оборудования. В работе предлагается иной подход к ускоренному образова-нию амортизационного фонда. В основе построения систем норм амортизационных отчислений лежит нормативный срок службы оборудования. Если за срок амортизационного списания машин и оборудо-

вания принять средний нормативный срок службы, установленный соответствующей технической доку-ментацией, то он в нефтеперерабатывающей про-мышленности будет соответствовать 12 годам.

По линейному способу начисления амортизации ежегодная норма амортизационных отчислений составляет 8,3%. Учитывая различную надежность и долговечность отдельных частей нефтеперераба-тывающего оборудования, представляется целесоо-бразным установление нормативного срока службы отдельно для наружных и внутренних частей машины.

Устанавливается некоторый диапазон амортиза-ционного периода: верхней границей является уста-новленный нормативный срок службы наружной части аппарата, а нижней границей – рассчитанный нормативный срок службы внутреннего устройства (сокращенный в среднем в 2 раза).

Предлагается начисление амортизации произво-дить раздельно: по наружной части линейным спо-собом, в соответствие с которым норма амортизации определяется по формуле:

, (1)

где Нia – норма амортизации для i – го года (i = 1…Т), % ;

Т – нормативный срок службы соответствующей части машины, лет.

По внутренней части одним из ускоренным спо-собом (в соответствии с приказом Минфина РФ от 30 марта 2001 г. № 26н «Об утверждении Положения по бухгалтерскому учету «Учет основных средств» ПБУ 6/01» (с изменениями и дополнениями)):

Способ списания стоимости по сумме чисел лет срока полезного использования. Норма амортизации устанавливается к восстановительной стоимости и определяется по формуле:

, (2)

где Нia – норма амортизации для i –го года, %;i – порядковый номер года, для которого опреде-

ляется норма амортизации (i=1…tн);tН – нормативный срок службы, лет.

Способ уменьшаемого остатка - амортизация начисляется исходя из остаточной стоимости основ-ных средств. При этом способе используется увели-ченная норма амортизации по сравнению с той, которая применялась при линейном способе.

Стоимость технологического оборудования также разделится на 2 части:

С = СВ + СН, (3)где С – стоимость оборудования, руб.


2014, т. 12, № 2

СВ – стоимость внутреннего устройства, руб.СН – стоимость наружной части, руб.

Общая сумма амортизационного фонда может быть рассчитана по формуле:

АФ = АФВ +АФН , (4)где АФ – амортизационный фонд, руб;АФВ – амортизационные отчисления со стоимо-

сти внутреннего устройства, руб;АФН – амортизационные отчисления со стоимо-

сти наружной части, руб.

Анализ технических характеристик и основных факторов, влияющих на стоимость колонного обо-рудования, показал, что на долю внутреннего устройства колонны приходится 70% стоимости. При полной стоимости колонны, равной 1 697 364 000 руб., стоимость внутреннего устройства колонны составит 1 188 154 800 руб.

СВ = 1 188 154 800 руб.СН = 509 209 200 руб.Примем за нормативный срок службы наружной

части колонны срок, приводимый в соответствую-щей технической документации на данное оборудо-вание, который равен 12 годам; за срок службы внутренних частей колонны нормативный срок, уменьшенный в среднем в 2 раза, т.е. 6 лет.

ТнН = 12 лет;ТнВ = 6 лет.Исходя из стоимости колонного оборудования и

определенного расчетным путем нормативного срока службы отдельных частей, определим аморти-зационные отчисления для данного вида технологи-ческого оборудования.

К концу 6-го года (сроку окончания начисления амортизации со стоимости внутреннего устройства колонны) общая сумма амортизационных отчисле-ний со стоимости колонны (при условии, что стои-мость наружной части колонны списывается

линейным способом, а стоимость внутренней части ускоренным способом) составит (таблица 1).

Таким образом, к концу 6-го года возможно полу-чить амортизационных средств 1 441 740 981,0 руб. или 85% стоимости всей колонны.

В случае начисления амортизации линейным способом с общей стоимости колонны к концу 6-го года в амортизационном фонде было бы накоплено 845 287 272,0 руб. или 50,5 стоимости колонны. Сводные результаты расчета амортизационных отчислений приведены в таблице 1.

Таблица 1. Результаты амортизационных отчислений

ГодыНачисления амортизации

ВсегоАФ,руб.

По внутрен-нему устрой-

ству, АФВ, руб.

По наружной части АФН,

руб.123456

339 812 272,8282 780 842,4225 749 412,0169 906 136,7112 874 706,057 031431,4

42 264 363,642 264 363,642 264 363,642 264 363,642 264 363,642 264 363,6

382 076 636,4325 045 206,0268 013 775,6212 170 500,0155 139 069,699 295 795,0

Итого 1 188 154 800 253 586 181,6 1 441 740 981,0

Выводы Существующие методы начисления амортизации

для объектов нефтегазовой отрасли не учитывают срок износа различного технологического оборудо-вания, и поэтому нуждаются в пересмотре. Предложено производить амортизационные начис-ления для нефтегазового оборудования следующим образом: по наружной части – линейным способом, по внутренней – одним из ускоренных способов.

Использование данных подходов к формирова-нию стоимости и амортизационных отчислений тех-нологического оборудования позволит за первую половину срока службы, например, колонны, амор-тизировать 85% стоимости и в более короткие сроки возвратить эти средства в инвестиционный процесс.


1 Акмаева Р.И., Епифанова Р.И. Экономика организаций (предприятий). Ростов н/Д.: Феникс. 2009. 496 с.

2 Гамкрелидзе Л.И. Экономика пред-приятий и фирм. М.: Издательство МГИУ. 2006. 241 с.

3 Касьянова Г.Ю. Амортизация основных средств: бухгалтерская и нало-говая. М.: АБАК. 2011. 112 с.

4 Кочергов Д.С. Амортизация. Новые правила бухгалтерского и налогового учета. М.: Изд-во Омега-л. 2009. 168 с.

5 Бабук И.М. Экономика предприя-тия. Минск: Изд-во ИВЦ Минфина. 2006. 327 с.

6 Баканов М.И. Теория экономическо-го анализа. М.: Финансы и статистика. 1999. 213 с.

REFERENCES1 Akmayeva R.I. Yepifanova R. I.

Ekonomika organizatsiy (predpriyatiy). Rostov n/D.: Feniks. 2009. 496 p. [in Russian].

2 Gamkrelidze L.I. Ekonomika predpriyatiy i firm. M.: Izdatelstvo MGIU. 2006. 241 p. [in Russian].

3 Kasyanova G.Yu. Amortizatsiya osnovnyih sredstv: buhgalterskaya i nalogovaya. M.: ABAK. 2011. 112 p. [in Russian].

4 Kochergov D.S. Amortizatsiya. Novyie pravila buhgalterskogo i nalogovogo ucheta. M.: Izd-vo Omega-l. 2009. 168 p. [in Russian].

5 Babuk I.M. Ekonomika predpriyatiya. Minsk: Izd-vo IVTs Minfina. 2006. 327 p. [in Russian].

6 Bakanov M.I. Teoriya ekono-micheskogo analiza. M.: Finansyi i statistika. 1999 . 213 p. [in Russian].


2014, т. 12, № 2

Хафизова Э.Г., инженер кафедры «Пожарная и промышленная безопас-ность», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияE.G. Hafizova, Engineer of the Chair “Fire and Industrial Safety”, FSBEI HPE “Ufa State Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian Federation

Ванчухина Л.И., д-р экон. наук, профессор, член-корреспондент Академии экономиче-ских наук и предпринимательской дея-тельности, профессиональный бухгалтер, ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская Федерация

L.I. Vanchukhina, Doctor of Economic Sciences, Professor, Corresponding Member of Academy of Economic Sciences and Business Activity, Professional Accountant, FSBEI HPE “Ufa State Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian Federation

Хафизов Ф.Ш., д-р техн. наук, профессор кафедры «Пожарная и промышленная без-опасность», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияF.Sh. Khafizov, Doctor of Engineering Sciences, Professor of the Chair “Fire and Industrial Safety”, FSBEI HPE “Ufa State

Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian Federation

Краснов А.В., преподаватель кафедры «Пожарная и промышленная безопас-ность», ФГБОУ ВПО УГНТУ, г. Уфа, Российская ФедерацияA.V. Krasnov, Lecturer of the Chair “Fire and Industrial Safety”, FSBEI HPE “Ufa State Petroleum Technological University”, Ufa, the Russian Federation e-mail: [email protected]

Documents

НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО NEFTEGAZOVOE DELOngdelo.ru/files/old_ngdelo/2014/2/2014-t12-2.pdf · 140 133 147 158 173 178 188 193 113 3 2014, т. 12, № 2 Содержание