WWW.KONF.X-PDF.RU
БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Авторефераты, диссертации, конференции
 

Pages:   || 2 | 3 | 4 |

«СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ ГРАНИТНОГО ФУНДАМЕНТА (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДРАКОН») ...»

-- [ Страница 1 ] --

ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

«ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

(ГУП «ИПТЭР»)

УДК 622.276.76

На правах рукописи

КАРИМОВ СИРИН САЛАВАТОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ



НА НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ ГРАНИТНОГО ФУНДАМЕНТА

(НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДРАКОН»)

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель Велиев Мубариз Мустафа оглы доктор технических наук, доцент Уфа 201

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДРАКОН»……………………………….....

1.1. Общие геологические сведения о залежи ………………………...

1.2. Применяемая система заводнения

1.3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.............

1.4. Положение текущего водонефтяного контакта

1.5. Выводы по главе 1

2. ИССЛЕДОВАНИЯ МЕХАНИЗМА УВЕЛИЧЕНИЯ

КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ МЕТОДОМ ЗАКАЧКИ

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

2.1. Методы закачки поверхностно-активных веществ в сочетании с традиционными методами

2.2. Некоторые поверхностно-активные вещества, применяемые для увеличения нефтеотдачи

2.3. Научное обоснование механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи методом закачки поверхностно-активных веществ....

2.4. Улучшение вязкости закачиваемых флюидов композицией поверхностно-активных веществ

2.5. Выводы по главе 2

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

КОМПОЗИЦИЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ

НЕФТИ

3.1. Цели лабораторных исследований и механизм воздействия процесса

3.2. Химические реагенты и используемое оборудование

3.3. Исследование поверхностного натяжения между нефтяной и водной фазами

3.4. Определение возможности смешивания систем поверхностно-активных веществ с морской водой

3.5. Исследование термостойкости композиций поверхностно-активных веществ

3.6. Определение оптимальных составов и концентраций систем поверхностно-активных веществ

3.7. Выводы по главе 3

4. ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ

ВОДОЙ И ОТОРОЧКОЙ КОМПОЗИЦИЙ ПОВЕРХНОСТНОАКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА НА МОДЕЛИ ПЛАСТА ЗАЛЕЖИ

ФУНДАМЕНТА

4.1. Моделирование пласта залежи фундамента

4.2. Взаимодействие с морской водой и поверхностное натяжение на границе «нефть раствор» в различных температурных измерениях

4.3. Исследование степени адсорбции поверхностно-активных веществ на поверхностях пород фундамента

4.4. Исследование изменения адгезионно-смачиваемости поверхности пород

4.5. Исследование действия композиций поверхностно-активных веществ на капиллярную автопроницаемость

4.6. Исследования процесса вытеснения нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента

4.7. Изучение влияния pH в процессе выдержки и нагнетания на термостойкость опытных композиций поверхностно-активных веществ

4.8. Исследование влияния пластовых вод на термостойкость опытных композиций поверхностно-активных веществ..................

4.9. Композиции поверхностно-активных веществ с разными концентрациями добавок с целью улучшения вязкости

4.10. Испытание вытеснения нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента

4.11. Выводы по главе 4

5. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ КОМПОЗИЦИЙ ПОВЕРХНОСТНОАКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ И ЕЕ





АПРОБАЦИИ В ПРОМЫШЛЕННЫХ УСЛОВИЯХ

5.1. Оценка эффективности на гидродинамической модели.................. 93

5.2. Основные требования к техническим характеристикам композиций поверхностно-активных веществ

5.3. Разработка технологии физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ при заводнении.......

5.4. Выводы по главе 5

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ……..……………........

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ

ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы Текущий этап эксплуатации месторождения «Дракон» усугубляется проблемами, связанными с поздней стадией его разработки: неравномерной выработкой запасов, ростом обводненности добываемой продукции, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, повышением вязкости нефти за счет ее окисления при контакте с кислородом, растворенным в нагнетаемой в пласт воде, увеличением концентрации асфальтосмолистых веществ, старением и износом фонда скважин и т.д. В этих условиях доизвлечение остаточных запасов нефти невозможно без применения специальных методов и технологий воздействия на продуктивные пласты, направленных на вовлечение в разработку всех типов остаточной нефти и эффективное освоение месторождений тяжелой высоковязкой нефти, с целью повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). В отличие от обычной нефти, высоковязкая тяжелая нефть с содержанием асфальтосмолистых веществ выше критического значения является высококонцентрированной ассоциированной дисперсной системой, осложняющей ее добычу, подготовку и транспортирование и требующей применения специальных технологий, одной из которых является закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Однако, экономическая эффективность применения метода нагнетания ПАВ в прошлом была низкой, поэтому не нашла широкого применения в промышленной практике. Рост цен на нефть и возможность синтезировать и производить термостойкие и солестойкие ПАВы со значительно низкими, в сравнении со старыми ценами, сделали актуальным их применение в нефтедобыче.

Диссертационная работа направлена на решение этой актуальной задачи

– разработку и совершенствование технологии физико-химического воздействия на залежи гранитного фундамента и в целях увеличения дебита добывающих скважин для условий месторождений СР Вьетнам.

Цель работы. Повышение нефтеотдачи залежи фундамента за счет технологии физико-химического воздействия композиций поверхностноактивных веществ при заводнении.

Основные задачи

исследований Анализ эффективности разработки залежи гранитного фундамента 1.

месторождения «Дракон» и исследование механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи.

2. Разработка композиций поверхностно-активных веществ для увеличения коэффициента вытеснения нефти при заводнении залежи фундамента месторождения «Дракон».

3. Экспериментальное исследование композиций поверхностноактивных веществ для увеличения коэффициента вытеснения нефти.

4. Разработка технологии физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи залежи гранитного фундамента.

Методы решения поставленных задач Решение поставленных задач базируется на использовании современных методов статистического анализа обработки геологопромысловой информации, оценки эффективности систем разработки нефтяных месторождений с применением физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ, лабораторных и промысловых исследованиях с применением физического моделирования изучаемых процессов.

Научная новизна

1. Научно обоснованы принципы создания композиций поверхностноактивных веществ с целью повышения коэффициента нефтеотдачи залежи гранитного фундамента.

2. Исследованы на пластовых моделях фундамента и предложены новые композиционные составы и термостойкие добавки-полимеры, улучшающие свойства композиций поверхностно-активных веществ.

3. Установлен механизм вытеснения нефти из пород фундамента при применении композиций на основе ПАВ.

На защиту выносятся:

метод исследования механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи с помощью поверхностно-активных веществ;

- рецептура новых композиций поверхностно-активных веществ, состоящих из смеси этоксилированного и пропоксилированного сульфата, олефин сульфоната и алкилфенол этоксилата, для повышения коэффициента нефтеотдачи залежи фундамента;

- технология увеличения нефтеотдачи пластов новыми композициями поверхностно-активных веществ;

- результаты опытно-промышленных работ по рекомендациям автора.

Практическая ценность работы Разработаны новые составы и технология физико-химического воздействия на залежи гранитного фундамента.

Результаты лабораторных и промысловых исследований, новые составы и технология применения прошли апробацию на месторождении «Дракон»

СП «Вьетсовпетро» (Социалистическая Республика Вьетнам). Пилотное внедрение разработанного комплекса и технологий позволило за 17 месяцев получить дополнительно 6855 т нефти, а чистая прибыль 1,14 млн долларов США.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

семинарах НИПИморнефтегаз (2010 2013 гг., г. Вунгтау, Вьетнам);

научно-технических советах СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз (2010 2013 гг., г. Вунгтау, Вьетнам);

Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии 2013» (г. Уфа, май 2013 г.);

тринадцатой Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Юбилейного российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2013 г.);

Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии 2014» (г. Уфа, май 2014 г.).

8

1. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДРАКОН»

1.1. Общие геологические сведения о залежи Текущий этап эксплуатации месторождения «Дракон» усугубляется проблемами, связанными с тем, что он находится в падающей стадии разработки, характеризующейся дальнейшим нарастанием негативных факторов: неравномерной выработкой запасов, ростом обводненности добываемой продукции, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, повышением вязкости нефти, связанным с ее окислением при контакте с кислородом, растворенным в нагнетаемой в пласт воде, увеличением концентрации асфальто-смолистых веществ, старением и износом фонда скважин и т.д. В этих условиях доизвлечение остаточных запасов нефти невозможно без применения специальных методов и технологий воздействия на продуктивные пласты с целью повышение нефтеотдачи пластов (ПНП).

Ограниченное применение современных технологий повышения нефтеотдачи приводит к тому, что коэффициент извлечения нефти (КИН) сокращается за десятилетие на 3-4 %. Потому уже сегодня необходимо интенсивно внедрять новые передовые технологии, направленные на вовлечение в разработку всех типов остаточной нефти на месторождениях, вступивших в завершающую стадию эксплуатации, и эффективное освоение месторождений тяжелой высоковязкой нефти [56, 60 62].

На фундаменте месторождения «Дракон» нефть открыта скважиной R-14 и последующими скважинами R21 и 22, наиболее приподнятая часть структуры выделяется в районе этих скважин.

Коллекторами являются породы вулканической брекчии, встреченные в ряде скважин в кровельной части разреза, а также трещинно-кавернозные кварцевые диориты, слагающие в контуре залежи основную часть разреза фундамента.

Залежь классифицируется как массивная, подстилается по всей площади пластовой водой. Водонефтяной контакт по результатам испытаний скважин

–  –  –

Газосодержание, ст.м /т 3,149 Объемный коэффициент, д.ед. 1,0359 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас 0,375 Общая минерализация, г/л 13,4 Плотность воды в стандартных условиях, кг/м3 1008,7 Тип воды по Сулину Х.К.

В случае применения системы поддержания пластового давления (ППД), закачивается морская вода, основные физико-химические свойства которой приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 Основные физико-химические свойства морской воды Параметр Значение Газосодержание при 30 Мпа и 100 оС, ст.

м3/т 2,880 Объемный коэффициент при 30 МПа и 100 оС, д.ед. 1,0353 Вязкость при 30 Мпа и 100 оС, мПас 0,335 Общая минерализация, г/л 34,0 Плотность воды в стандартных условиях, кг/м3 1023,7 Тип воды по Сулину Х.М.

1.2. Применяемая система заводнения Пробная эксплуатация залежи участка была начата в июне 1996 г. В период с февраля 1997 г. по октябрь 1998 г. был перерыв, связанный с запарафинированием нефтепровода. Начальные дебиты нефти по скважинам изменялись от 180 до 650 т/сут. Залежь разрабатывается на естественном режиме вытеснения.

Характерной особенностью пробной эксплуатации скважин явилось достаточно заметное снижение среднесуточных дебитов нефти, а затем и снижение пластового давления в залежи. Отмечается возрастающая активность приконтурной зоны, заметное проявление которой было отмечено в период длительной остановки залежи, выразившееся в восстановлении пластового давления до начального значения [42].

Анализ энергетической характеристики залежи показывает, что в случае замкнутости за счёт упругого запаса пластовой системы отобрано количество нефти, соответствующее коэффициенту нефтеизвлечения около 10 %. Исходя из анализа пробной эксплуатации залежи, при разработке «Технологической схемы разработки и обустройства месторождения «Дракон» [67], были приняты основные принципы по системе разработки, некоторые из них следующие:

- закачка воды производится не выше абсолютной отметки 2950 м и не ниже 3200 м;

- основной фонд добывающих и нагнетательных скважин бурится с субгоризонтальным продолжением ствола в продуктивной и заводнённой частях разреза, максимальный угол наклона не должен превышать 60о;

- в добывающих скважинах эксплуатационная колонна спускается в кровлю продуктивных отложений, интервал открытого ствола должен располагаться выше начального положения ВНК на 1/3 часть от общей толщины продуктивных отложений в скважине. В случае неустойчивости горных пород в процессе бурения интервал открытого ствола перекрывается фильтром;

основным способом механизированной эксплуатации является газлифтный способ;

в нагнетательных скважинах эксплуатационной колонной перекрываются продуктивные отложения до абсолютной отметки 2950 м, интервал открытого ствола 2950…3200 м;

- объем нагнетаемой в залежь воды должен обеспечивать поддержание пластового давления, близкого к гидростатическому, обеспечивающему максимальный период фонтанирования скважин. При таком условии компенсация отборов закачкой должна составлять 85…90 %.

Такая система заводнения разделена по вертикали на 2 зоны: верхняя зона отбора и нижняя зона закачки. При условии правильной реализации системы ожидается равномерное поднятие ВНК вверх и получается максимальный коэффициент охвата и заводнения залежи, что повлечет за собой высокий КИН.

Для обеспечения наиболее продолжительного безводного периода работы скважин очень важно поддерживать забойное давление выше давления, способствующего образованию конуса подошвенной воды.

12 Негативные последствия конусообразования выражаются не только в увеличении обводненности добываемой продукции, но и приведут к защемлению части активных запасов, что может существенно понизить коэффициенты охвата и нефтеизвлечения [42].

1.3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки По состоянию на 01.01.2011 г. по залежи фундамента общий фонд объекта составил 24 скважины. Добывающий фонд составил 17 скважин, в т.ч. действующие – 14 скв., бездействующие – 2 скв. (в ожидании зарезки второго ствола), в переводе в нагнетательный фонд – 1 скв. Нагнетательный фонд составил 7 действующих скважин. Все добывающие скважины эксплуатировались газлифтным способом, кроме скв. №№ 311 и 317, которые эксплуатируются фонтанным способом.

Основной фонд скважин располагается в центральной части поднятия, в зоне максимальных нефтенасыщенных толщин. Периферийные участки залежи, характеризующиеся незначительной нефтенасыщенной толщиной с ухудшенными значениями фильтрационно-ёмкостных параметров, и запасы нефти, по которым, в основном, отнесены к категории С2, в активную разработку вовлекать не планируется и они могут быть выработаны за счет упругой энергии пластовой системы и подъёма водонефтяного контакта.

По динамике изменения пластовых давлений скважин залежи нефти фундамента месторождения «Дракон» были выделены группы скважин с отличающимися между собой характерами изменения пластовых давлений, на основании которых по плану можно разделить залежь нефти фундамента на три зоны, отделяющиеся низкопроницаемыми границами и нарушениями (рисунок 1.1). Однако необходимо отметить, что изолированность разделенных зон не является абсолютной, поэтому деление залежи на отдельные зоны носит только относительный характер:

- первая зона занимает территорию центра структуры и включает в себя скв. №№ 14, 21, 206, 302, 303, 305, 306, 308, 309, 310, 312, 314, 318;

- вторая зона занимает восточную территорию структуры и включает в себя нагнетательные скв. №№ 203, 301, 304 и добывающие скв. №№ 313 и

315. В этой зоне не было добычи нефти из-за отсутствия продуктивных добывающих скважин. Результаты бурения скв. №№ 203, 304, 301 и их освоение показало, что ФЕС коллекторов в этой зоне очень низкое;

- третья зона занимает большую территорию на западе структуры с большими запасами и включает в себя скв. №№ 201, 307, 311,316, 317 и 319.

Надо отметить, что нагнетательные скважины расположены весьма неравномерно. Во второй зоне, где нет добывающих скважин, нагнетательные скважины, в третьей и первой зонах по 2, которые приходятся на 13 добывающих скважин.

Рисунок 1.1 Схема расположения скважин

Первая нагнетательная скв. № 203 вводилась в эксплуатацию в декабре 2000 г. и расположена во второй зоне, последующие скважины вводились с опозданием. Долгое время (более 3 года) на территории залежи действовала только одна скважина, и поэтому текущая компенсация закачкой значительно ниже проектной и составляла от 17 до 49 % (таблица 1.4.), это свидетельствует о постоянном падение пластового давления добывающих скважин за последующие годы. Однако темп падения постепенно уменьшается параллельно с вводом новых нагнетательных скважин.

Таблица 1.4 Динамика технологических показателей разработки залежи фундамента месторождения «Дракон»

(на 01.01.2011 г.)

–  –  –

1996 3 0 175.0 175.2 175 175 453 454 0 51 0 0 0 0 0 1997 0 0 17.9 17.9 193 193 443 443 0 50 0 0 0 0 0 1998 2 0 75.6 75.8 269 269 544 545 0 37 0 0 0 0 0 1999 5 0 474.8 477.5 743 746 438 440 0 20 0.6 0 0 0 0 2000 5 1 550.9 554.0 1294 1300 304 305 750 22 0.6 2 2 0 0 2001 5 1 510.6 514.9 1805 1815 286 289 514 24 0.8 118 120 15.4 4.4 2002 5 1 528.0 534.5 2333 2350 301 305 349 43 1.

Загрузка...
2 207 327 25.9 9.3 2003 6 1 525.4 535.7 2858 2886 288 294 220 45 1.9 207 533 25.9 12.4 2004 7 3 610.5 618.8 3469 3504 282 285 252 42 1.3 377 910 40.8 17.4 2005 7 6 628.7 643.6 4098 4148 249 255 248 41 2.3 761 1671 79.4 27.0 2006 7 7 628.3 646.1 4726 4794 229 236 187 37 2.8 962 2633 100.1 36.8 2007 16 7 987.6 1106.0 5713 5900 285 301 441 54 6.4 1074 3706 67.1 42.3 2008 17 7 883.1 1138.6 6597 7039 148 191 433 48 22.4 1014 4720 70.6 45.6 2009 19 7 720,0 961,0 7316 8000 112 149 425 24 25,1 859 5579 71,4 49,0 2010 19 8 845,0 1125,0 8161 9124 133 177 410 23 24,9 909 6488 64,6 50,8 С начала разработки на 01.01.2011 г. из залежи отобрано 6596,6 тыс. т нефти, фактически из 1 и 3 зон. Накопленная закачка составила 4270 тыс. м3.

Необходимо обратить внимание на низкий текущий коэффициент компенсации, который всегда меньше 100 % (накопленная компенсация еще меньше), однако вода все же появлялась в скважинах. Это явление можно объяснить неоднородным развитием системы трещин в породах-коллекторах.

Несмотря на опоздание ввода нагнетательных скважин, добывающая скв. № 21 сразу обводнилась незадолго после ввода в эксплуатацию, первая вода появлялась в 1999 г., хотя с небольшим содержанием – 2…3 % в течение периода 1999 2003 гг. По всей вероятности эта вода закаченная, которая поднимается с подошвенной части пласта, поскольку эта скважина находится в низкой части залежи, около контура нефтеносности.

Неравномерная эффективность процесса ППД является следствием неравномерного распределения добывающих и нагнетательных скважин, степень выработки запасов нефти по зонам, высокой неоднородности трещиноватого коллектора и геологических особенностей его строения.

Активность пластовой воды также повлияла на систему, например, были обводнены скв. №№ 201 и 305, анализ показал, что появившаяся впервые вода в скв. № 201 является пластовой, а в скв. № 305 нагнетаемой.

В первой повышенной центральной зоне отбор нефти шел интенсивно при недокомпенсации, поэтому среднее пластовое давление этой зоны относительно ниже соседних второй и третьей зон. В третьей зоне низкий темп изменения давления может быть связан с объемом закачки воды и влиянием нагнетаемой воды и относительно невысоким отбором нефти. Во второй зоне работают 3 нагнетательные скважины, но нет продуктивных добывающих скважин, поэтому текущее пластовое давление и темп изменения давления во времени не высокие. В общем, пластовое давление по скважинам первой зоны ниже, чем второй и третьей зон примерно на 40 ат (рисунок 1.2).

1.4. Положение текущего водонефтяного контакта На протяжении длительного времени скважины залежи нефти в фундаменте эксплуатировались фонтанным способом без содержания воды.

Обводнение по отдельным скважинам началось с 2005 г. Фонтанирование большинства скважин прекратилось в конце 2006 г., главным образом за счет падения пластового давления. На дату проведения анализа доля безводных или низкообводненных скважин еще достаточно велика и составляет 41 %.

Рисунок 1.2 Карта изобар фундамента месторождения «Дракон»

Перевод скважин на механизированный способ добычи (газлифт) привел к увеличению содержания воды в добываемой продукции. В шести скважинах (№№ 14, 21, 201, 305, 308, 314), характеризующихся высокими уровнями накопленной добычи нефти, отмечается резкий рост обводненности.

В настоящее время скв. № 21 прекратила добычу из-за аварии при бурении скв. № 320 и имела высокую обводненность (92 %), в других добывающих скв. №№ 308, 314, 318 обводненность достигла около 80 %, скв.

№№ 303, 311, 313, 315, 317 работают без воды, а другие скважины обводняются до 70 %. Анализ содержания воды показывает на одновременное присутствие пластовой и закачиваемой воды. В настоящее время закачиваемая вода появлялась почти во всех скважинах кроме скв.

№№ 303, 311, 313, 315, 317. В этих скважинах нижняя точка притока нефти варьируется в пределах – 2491…2837 м.

Наблюдается явное влияние закачиваемой воды на процесс дренирования скв.

№№ 14, 303, 308 и 301, которые находятся на повышенном участке структуры. Наиболее приподнятая часть (сводовая) приурочена к району скв. №№ 308, 314 и 318. Залежь разрабатывается при заметном проявлении напора подошвенной воды. В настоящее время отсутствует вода в продукции скв. №№ 303, 311, 313, 315 317, скв. №№ 201 и 305 почти одинаковы обводнены 21,1 и 21,2 % соответственно. Однако по качеству воды они сильно отличаются друг от друга.

Проводились исследования PLT по всем скважинам. По последним результатам наблюдалось поднятие ВНК в скважинах по годам:

- по скв. № 14: верхняя граница притока воды установлена на абсолютной отметке 2398 м;

- по скв. № 21: верхняя граница притока воды установлена на абсолютной отметке 2703 м, она почти полностью обводнена (92 %), верхняя точка притока нефти установлена на 2273 м;

- по скв. № 201: вода установлена на глубине 2815 м;

- по скв. № 302: верхняя граница притока воды установлена на абсолютной отметке 2733 м;

- по скв. № 305: приток воды установлен на абсолютной отметке 2669 м;

- по скв. № 314: верхняя граница притока воды установлена на абсолютной отметке 2267 м.

По последним исследованиям границы появления воды в скважинах следующие: № 318 2678 м, № 302 – 2680 м, № 308 2503 м.

Результаты анализа показали, что высокое поднятие ВНК не совсем равномерно, по сравнению к первоначальному. На 01.01.2011 г среднее положение ВНК оценивается на глубине 2600…2700 м, примерно на 150 м выше, чем в 2010 г (2800 м). В районе скв. №№ 14, 21, 314 образовался явный язык или конус воды и здесь ВНК аномально высокая.

Коэффициент компенсации за 2010 г. достиг ~112,2 %, поэтому среднее пластовое давление скважин фундамента месторождения «Дракон»

моментально увеличилось, зафиксировано увеличение среднего пластового давления на 3…9 атм. Такой подъем пластового давления является нежелательным, потому что может повлечь за собой преждевременное обводнение добывающих скважин.

По нагнетательным скв. №№ 203, 301, 304, 306, 307 и 312 закачка ведется под контур ВНК в водоносную зону залежи. Верхние абсолютные отметки нагнетания в скважинах установлены на глубинах: скв. № 203 – 2962 м, скв.

№ 301 2998 м, скв. № 304 – 2979 м, скв. № 306 – 2899 м, скв. № 307 2861 м и в скв. № 312 2943 м.

1.5. Выводы по главе 1 Анализ состояния разработки месторождения «Дракон» позволяет сделать следующие выводы и рекомендации.

1. Неравномерное расположение нагнетательных скважин по зонам в определенной мере повлияло на эффективность системы ППД. Об этом свидетельствуют аномально высокие значения пластового давления в отдельных скважинах.

2. Появление воды в скважинах при общей тенденции падения пластового давления вполне может являться ранним прорывом. Причиной этого явления служит быстрое движение флюидов к забоям скважин по трещинам с аномально высокой проницаемостью, образование конуса воды вследствие падения забойного давления при интенсивном отборе нефти, что еще более усугубляет раннее появление воды, большая разница вязкости пластовой и закачиваемой воды, которая оценивается в 5,2 раза.

3. Высокая вязкость пластовой нефти и низкое газосодержание являются неблагоприятными условиями при вытеснении нефти из залежи водой и поднятия нефти. Улучшение характеристики вытеснения нефти закачиваемой водой должно быть рассмотрено и осуществлено применением химреагентов для выравнивания вязкости пластовых флюидов и регулирования процесса разработки.

20

2. ИССЛЕДОВАНИЯ МЕХАНИЗМА УВЕЛИЧЕНИЯ

КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ МЕТОДОМ ЗАКАЧКИ

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

В начале 60-х годов стали усиленно изучать методы улучшения нефтевытесняющей способности воды за счет добавки различных активных агентов. В качестве таких агентов стали исследовать и применять углеводородный газ, полимеры, поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др. Эти методы были направлены на устранение или уменьшение отрицательного влияния капиллярных сил и сил адгезии, удерживающих нефть в заводненных объемах пластов.

К этим способам относятся применение слабоконцентрированных растворов водорастворимых ПАВ, щелочей и полимеров, циклическое воздействие на пласт, изменение направления потоков жидкостей и др. К наиболее высокопотенциальным относятся методы вытеснения высоковязкой нефти паром, внутрипластовым горением и маловязкой нефти мицеллярными растворами.

Первые результаты экспериментальных и промысловых исследований по применению поверхностно-активных веществ как добавок при заводнении нефтяных пластов опубликованы в США в 40-х, 50-х годах. В России эта проблема изучается более 30 лет и нашла свое отражение в работах П.А. Ребиндера, Г.А. Бабаляна, К.Ф. Жигача, М.М. Кусакова, Ш.К. Гиматудинова, Ф.И. Котяхова, В.В. Девликамова, И.Л. Мархасина, И.И. Кравченко, М.А. Гмана и др. [8 10, 50, 84] За это время разработаны в основном физико-химические и технологические основы метода, обоснованы приближенные критерии применимости ПАВ, произведены испытания метода в различных геологопромысловых условиях [6, 45, 63, 75, 79].

Однако до настоящего времени многие аспекты этой проблемы до конца не изучены, требуют уточнения и дальнейшего исследования.

Сложность и многогранность механизма нефтеотдачи при воздействии ПАВ на остаточную нефть в коллекторах гранитного фундамента предопределяют необходимость дальнейших экспериментальных и промысловых исследований на современной научной основе.

Традиционные методы закачки ПАВ заключаются в нагнетании водных растворов с реагентами поверхностно-активных веществ, вспомогательных ПАВ и солей. В рецептуру некоторых растворов ПАВ входят полимеры для увеличения вязкости. Как правило, полимеры добавляются в минимальном количестве в виде полимерных растворов, улучшающих растворы ПАВ вследствие установления возможности контроля их вязкостных характеристик [79, 83, 85].

Самым популярным практическим применением в конце семидесятых начале восьмидесятых годов прошлого века является закачка микроэмульсий (без добавки нефти). Результаты опытов на некоторых промыслах показывают, что закачка ПАВ способствует получению нефти из пластов, находящийся на стадии обводнения [5, 13, 19, 20, 27, 32, 33, 49, 54].

2.1. Методы закачки поверхностно-активных веществ в сочетании с традиционными методами Сущность закачки ПАВ в сочетании с традиционными методами увеличения нефтеотдачи заключается в добавлении щелочи в состав системы растворов ПАВ. Такой режим нагнетания был изучен ещё в восьмидесятых годах и стал весьма перспективным [66]. При нагнетании рост показателя рН жидкой нагнетаемой массы стал более благоприятным по сравнению с ростом концентрации ПАВ, так как экстрагирующиеся из нефти кислые компоненты (алифатические, нафтеновые кислоты) ведут себя как естественные ПАВ, содействующие нагнетаемым ПАВ, что предотвращает процесс абсорбции их в поверхности горных пород. В работах [22, 74, 95] в последнее время в качестве ПАВ были использованы петролеум сульфонат или алкиларилсульфонат. Их выбор объясняется тем, что при добавлении щелочей показатель рН растет, что сопровождается образованием отрицательного заряда () на поверхности глин, в результате чего уменьшается гравитационно-электростатическая сила к основным анионам ПАВ, адсорбировавшимся на поверхностях глин.

Недостатками этого метода являются:

- сложности химического поведения ПАВ в связи с добавлением щелочей, уменьшение эффективной концентрации полимеров (полиакриламид), смягчение используемой воды (с применением дорогостоящих реагентов);

- большая возможность осаждения неорганических солей при высоких показателях рН, особенно для СаСО3;

- отрицательное влияние на окружающую среду при хранении и использовании щелочей (особенно это относится к NaOH).

В последнее время большие проекты по закачке ПАВ были развернуты в основном в Индонезии, Китае, Мексике. Проекты небольшого и среднего масштаба, в основном это процессы ASP (Аlkaline-Surfactant-Polymer) метод повышения нефтеотдачи, в основе которого лежит идея закачки в пласт смеси, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера. ASP выполняются в настоящее время в США и Канаде [51, 53, 95, 96]. Можно отметить некоторые из них:

- проект Laudon компании Exxon (1983 г.): закачка 28 тыс. т раствора ПАВ (концентрация 2,3 %) в течение 9 месяцев. Коэффициент нефтеотдачи улучшается на 68 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ);

проект Robinson компании Marathon (1983 г.), коэффициент нефтеотдачи улучшается на 19…21 % НИЗ;

- проект Big Muddy компании Connoco (1981 г.), коэффициент нефтеотдачи улучшается на 15 % НИЗ;

- проект на месторождении нефти Sho-Vel-Tum начался в феврале 1998 г., произведена закачка раствора Na2СО3 и ПАВ, дополнительно извлечены 10444 барреля нефти в течение 1,3 года.

Одним из путей сокращения затрат на технологию повышения нефтеотдачи методом закачки ПАВ является применение неконцентрированных ПАВ. При некоторых проектах в Северном море были закачаны неконцентрированные ПАВ без применения полимера для контроля изменения [104].

Сущность этой философии заключается в разработке дешёвых по сравнению с традиционными методами нагнетания ПАВ процессов закачки и, следовательно, менее эффективным повышением коэффициента нефтеотдачи. Skauge, Palgren и Mohanty обсуждали вопросы о выборе ряда разных этоксилатанионных и пропоксилатных ПАВ, которые могут смешиваться с морской водой для применения в практике повышения коэффициента нефтеотдачи [90, 99].

В последние годы появились новые подходы к исследованию разработки ПАВ, сущность которых заключается во введении небольшого количества катионных ПАВ в рецептуры анионных ПАВ не только для повышения коэффициента нефтеотдачи, но и улучшения процесса очистки подземных вод [9, 29, 105]. В результате исследований были получены очень низкие величины поверхностного натяжения на границе со смесью катионных и анионных ПАВ. Такое явление происходит вследствие изменения состава композиции мицелл и симметрии гидрофобных концов анионных и катионных ПАВ [21, 66, 81].

Аналогично, исследователи предложили добавлять молекулы, так называемых связующих веществ в состав ПАВ. Молекулы ПАВ имеют в своем составе полярную часть гидрофильный компонент и неполярную (углеводородную) часть – гидрофобный компонент [16, 46, 64].

При вытеснении нефти из гидрофильной пористой среды реализуется режим вытеснения, близкий к «поршневому», когда до 90 % нефти добывается в безводный период. В свою очередь, водный период для гидрофильных горных пород непродолжителен, и при закачке 0,5…1,5 поровых объемов воды достигается предельная обводненность добываемой продукции. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы, а остаточная нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах.

Фильтрация воды происходит, в первую очередь, по мелким и средним капиллярам, нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Остаточная нефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно-защемленной нефтью.

В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. При вытеснении вода формирует непрерывные каналы через крупные и средние капилляры, а толщина нефтяных пленок постепенно уменьшается. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным и продолжительным водным периодами, для достижения предельной обводненности требуется закачка 6…10 поровых объемов воды.

Остаточная нефть сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковых порах.

Наибольшие коэффициенты вытеснения нефти, превышающие 70 %, достигаются в коллекторах с промежуточной смачиваемостью, когда мелкие поры гидрофильны, а крупные гидрофобны. В этом случае одновременно происходит вытеснение капель нефти, сосредоточенной в гидрофильных порах, и отмыв пленочной нефти в гидрофобных. Из-за наличия гидрофобных участков образуется значительно меньше капиллярнозащемленной нефти.

Многие авторы считают, что связующие гидрофобные вещества могут открывать проходы на поверхности ВНК. Наблюдается тотальный эффект при ассоциации связующих гидрофобных и гидрофильных веществ, что приводит к увеличению возможности смешивания нефтяной фазы с водными поверхностными активными веществами [86].

Многие исследователи считают, что можно разработать композиции ПАВ, которые и улучшают эффективность нефтевытеснения и образуют пены, или же комбинировать функцию полимера с ПАВ [101].

2.2. Некоторые поверхностно-активные вещества, применяемые для увеличения нефтеотдачи Согласно ионной классификации Шварца и Перри, принятой в 1960 г. на III Международном конгрессе по ПАВ в Кельне, все ПАВ по химической природе делят на неионогенные, т. е. не диссоциирующие на ионы (НПАВ) в водных растворах, и ионогенные, которые в воде распадаются на ионы, как обычные электролиты. Ионогенные ПАВ, в свою очередь, подразделяют на анионактивные (АПАВ), катионактивные (КПАВ), амфотерные и цвиттерионные [57, 58, 82].

Ионогенные ПАВ в водном растворе диссоциируют: анионные с образованием отрицательно заряженных поверхностно-активных ионов;

катионные с образованием положительно заряженных поверхностноактивных ионов; амфолитные с образованием соединений, которые в зависимости от характера среды обладают анионо- или катионоактивным характером. Неионные ПАВ в водном растворе не образуют ионов. Их растворимость обусловлена функциональными группами, имеющими сильное сродство к воде [2, 72, 73].

а. Сульфонатные поверхностно-активные вещества Сульфонат является полярной группой с высокой величиной растворимости в воде, соли ПАВ семейства сульфоната оказывают незначительное влияние на рН среды, связь C-S довольно стойкая при реакции гидролиза. Сульфонатные ПАВ плохо реагируют с ионами Са2+, Mg2+ (в жесткой воде), очень мало осаждаются по сравнению с карбосилатными ПАВ, намного хуже, чем многие ПАВ, как например, алькон-сульфатные, неионные. Сульфонатные ПАВ очень термостойкие, их температура разложения выше 350 оС.

Реакция присоединения группы -SO3H к углеводородной цепи может легко происходить с помощью таких компонентов как SO3, SO2Cl2, NaHSO3.

Эти ПАВ производятся в больших объемах в промышленном масштабе по сравнению с другими ПАВ.

б. Нефтяной сульфонат Впервые в 1962 году Гогарти и Ольсон применяли нефтяной сульфонат для увеличения коэффициента нефтеотдачи. Нефтяной сульфонат является продуктом реакции между нефтью или ее тяжелой фракции с SO3, он является сложной смесью многих компонентов, таких как арилсульфонаты, алкилсульфонаты получаемые сульфатированием спирта, алкиларилсульфонаты, содержащие сульфонатную группу на одну молекулу ПАВ и небольшое количество дисульфоната, полисульфоната со значительным содержанием непрореагировавшей нефти [17, 85].

В зависимости от молекулярной массы углеводородных материалов и состава полициклических соединений грамм-эквивалент нефтяного сульфоната варьирует в пределах 350…450. Нефтяной сульфонат должен обладать таким низким грамм-эквивалентом, чтобы мог легко растворяться в воде. Поверхностное натяжение на границе водных растворов керосинового сульфоната и нефти составлает менее 0,01 дин/см.

В качестве ПАВ, нефтяной сульфонат очень распространен и широко применяется в разных отраслях, благодаря своей высокой поверхностной активности, невысокой стоимости, ингибирующей способности, несмотря на легкую потерю активности при высокой солености и жесткости пластовой воды.

Нефтяной сульфонат получается в результате реакции сырой нефти или ее тяжелой фракции с газом SO3 или олеумом при разделении смеси сырых кислот на 2 слоя верхний бурый и нижний зеленый. Нижний, зеленый слой представлен полисульфоновыми кислотами, хорошо растворимыми в воде, не обладающими поверхностной активностью. Это вещество обычно идет в отход или сжигается для получения газа SO3. Бурый слой представлен, в основном, моносульфоновыми кислотами, которые применяют в качестве ПАВ.

в. Линейные алкилбензолсульфонаты Линейные алкилбензолсульфонаты (ЛАС) светло-желтая жидкость с высокой вязкостью; натриевые соли ЛАС лучше растворяются в воде, чем кальциевые или магниевые соли.

ЛАС могут уменьшать поверхностное натяжение на границе между водной и нефтяной фазами до очень низкой величины, в зависимости от своей структуры и структуры нефтяной фазы [89].

ЛАС с цепью углеводорода длиной в пределах С11 – C18 могут обладать поверхностным натяжением, соответствующим сырой нефти с эквивалентным алкан углеродным числом более высоким, чем у типичных нефтей.

Можно увеличивать растворимость ЛАС путём увеличения рассеяния молекулярной массы ПАВ или добавлением вспомогательного ПАВ, чтобы снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз.

Потеря ПАВ от абсорбции является важным фактором. Адсорбция веществ группы натрий алкилбензол сульфонат зависит от структуры молекулы; как правило, молекулы с более длиной цепью алкила больше адсорбируются.

Алкилбензол сульфонат синтезируется в три стадии алкилизация, сульфонатизация и нейтрализация.

Стадия алкилизации. Два ПАВ с прямыми или редко разветвленными углеводородными цепями, термостойкие, хорошо растворяются в воде, по степени устойчивости в солёной и жесткой воде лучше, чем ЛАС, величина поверхностного натяжения на границе низкая [95]. Эти ПАВ очень легко образуют пены, так как их прямые или редко разветвленные углеводородные цепи более легко поддаются биологическому разложению, чем вещества с разветвленными цепями или ароматическими циклами.

Парафин сульфонат синтезировался в результате реакции сульфоокисления парафина прямой цепи с газом SO2 и О2 и ультрафиолетового или гамма-излучения с последующей нейтрализацией продукции щёлочью NaOH.

г. Алкилбензолэтоксилат сульфонат и алкилэтоксилат сульфонат ПАВы алкилбензолэтоксилат сульфонат и алкилэтоксилат сульфонат не эффективно работают в среде высокой солёности, повышенной концентрации многовалентных катионов и осаждаются на пластовых горных породах.

Поэтому для повышения их растворимости в среде с высокой концентрацией многовалентных катионов, к молекулам ПАВ добавляют компоненты групп этоксилаты и пропоксилаты. Находясь в соединении C-S в сульфонатных ПАВ, этоксилат-группа или пропоксилат-группа образует группу этоксилат сульфонат или пропоксилат сульфонат.

Характерный представитель этой группы гексадекан-этоксилат сульфонат [100] обладает низкой величиной поверхностного натяжения на ВНК, высокой растворимостью в среде высокой концентрации электролита.

Однако линейная структура этого вещества приводит к его кристаллизации раньше, нежели к образованию микроэмульсии, особенно при использовании при низкой температуре и высокой концентрации. Такой недостаток может быть устранён путем добавки вспомогательных растворов веществ, контроля температуры и оптимизации количества используемого этоксилата.

Этоксилат сульфонат является подходящим семейством ПАВ для применении в работе по увеличения коэффициента нефтеотдачи в условиях высоких температур и солености. Добавление групп этоксилат или пропоксилат к сульфонатным ПАВ рассматривается как метод сочетания эффекта вспомогательного растворителям вещества и молекул ПАВ.

Лабораторные испытания стойкости активного вещества этоксилат сульфоната производятся по SPE 18492 - MS [98] методом динамического исследования реакций понижения степени:

- реакция гидрокатализа водородом Н+;

- реакция гидролиза;

- реакция замещения анионами в воде - Сl-, ОН-, S2- и др.

Все вышеуказанные реакции влияют на скорость разложения ПАВ в разных условиях; динамическая модель последней реакции рассматривается как общая реакция.

д. Сульфатные поверхностно-активные вещества Сульфатные ПАВ являются продуктами реакции эфиризации между серной кислотой и спиртом. Сульфатная группа лучше растворяется в воде, чем сульфонатная благодаря тому, что в составе молекулы первых содержится на один атом кислорода больше. Соединение С-О-S в сульфатных ПАВ легче поддается гидролизу чем соединение С - S в сульфонатных.

Sumwoo и Wade [104] считают, что общее достоинство этоксилата и пропоксилата ПАВ, соединяющихся с группой анион- сульфат, сульфонат, заключается в соединении молекулы с разными гидрофобными и гидрофильными группами, которые можно эффективно применять в отдельности (по одиночке).

В результате исследования ПАВ Guerbet alcohol sulphate C14 и C16 можно отметить [102]:

- ПАВ с двумя одинаковыми цепями углеводорода легко образуют мицеллу в нефтяной фазе, обладают низкой растворимостью, не уменьшают поверхностное натяжение на границе до низкого значения, не нуждаются или нуждаются в очень незначительном количестве вспомогательных ПАВ;

- ПАВ с одной цепью углеводорода образуют мицеллу в водной фазе, хорошо растворяются в воде, обладают низким поверхностным натяжением на границе, нуждаются в большом количестве вспомогательных ПАВ во избежание раскристаллизации в фазе микроэмульсии.

Анионное свойство ПАВ контролируется выделением веществ на фазовой схеме в случае короткой цепи этоксилата; в случае, если количество групп этоксилата более 3, начинают влиять неионогенные свойства. Группа этоксилата реагирует как гидрофильная, а группа пропоксилата как гидрофобная.

ПАВ с прямой цепью воздействуют в сторону увеличения вязкости растворов, в то время как разветвленные цепи очень трудно образуют кристаллическую фазу, поэтому не увеличивают вязкость растворов.

e. Поверхностно-активные вещества этоксилированные жирные спирты Этоксилированные жирные спирты представляют неионные поверхностно-активные вещества, их гидрофильные свойства определяются за счет водородной связи этокси-группы с водой; атом кислорода и гидроксильные группы образуют водородную связь с водой сильнее, чем эфирные амидные группы. Каждый атом кислорода вносит свою часть в свойство растворимости в воде: чем больше количество атомов кислорода, тем лучше растворимость этого ПАВ. При одинаковой длине алкильной цепи, концентрация ККM неионных ПАВ в 100 раз меньше, чем анионных.

Неионный ПАВ может взаимодействовать с ионным и двухионным ПАВ.

При повышении температуры, в связи с уменьшением гидратации этоксигруппы и увеличением размера мицелл, этоксилатный ПАВ становится менее растворимым в воде. Небольшое количество анионного ПАВ может значительно повышать точку помутнения этоксилата; поверхностная активность и свойства этого ПАВ достигают максимальных значений при температуре вблизи температуры точки помутнения. Его поверхностная активность не меняется под влиянием ионов жесткости в воде, однако, его растворимость увеличивается при наличии соляной кислоты и ионов Са 2+.

При высокой концентрации электролита, особенно ионов Na +, от эффекта вытеснения солью, происходит уменьшение растворимости.

Неионные ПАВ обладают поверхностной активностью меньше, чем вышеуказанные анионные, их величина поверхностного натяжения на границе в несколько раз больше. Область их применения определяется приблизительно по величинам ГЛБ (гидрофильный-липофильный баланс) (таблица 2.1).

Для увеличения коэффициента нефтеотдачи перемешивают этоксилатные ПАВ с анионными (сочетание этих ПАВ может дать разносторонний эффект).

Таблица 2.1 Величины ГЛБ в области применения

Интервал ГЛБ Применение 3…6 Нефтеводное эмульгирующее вещество 7…9 Смачивание 8…15 Водонефтяное эмульсирующее вещество 13…15 Очищающее вещество 15…18 Улучшение растворимости 31

2.3. Научное обоснование механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи методом закачки поверхностно-активных веществ

Различают остаточную нефть двух типов:

- не вовлеченную в процесс фильтрации нефть, сосредоточенную в застойных и недренируемых зонах и пропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов;

- оставшуюся в частично промытых объемах пласта.

Причинами возникновения так называемых «целиков» нефти являются, в первую очередь, проницаемостная неоднородность пласта и низкий охват пласта заводнением и сеткой скважин. Остаточная нефть этого типа по составу практически ничем не отличается от вытесняемой, поскольку она не взаимодействует с закачиваемыми флюидами.

Согласно характеру изменения фазовых проницаемостей, при большой степени выработки коллектора, нефть становится практически неподвижной.

Для этого типа нефти большую роль играют взаимодействия в системе порода нефть и закачиваемые флюиды, в частности, характер смачиваемости поверхности породы.



Pages:   || 2 | 3 | 4 |
Похожие работы:

«ИВАНОВ Павел Юрьевич ПОВЫШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЁЖНОСТИ АСИНХРОННЫХ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАШИН МАГИСТРАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОВОЗОВ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА Специальность 05.22.07 – Подвижной состав железных дорог, тяга поездов и электрификация ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой...»

«Протопопов Валерий Александрович АГРЕГИРОВАННАЯ ОЦЕНКА УРОВНЯ УЯЗВИМОСТИ ОБЪЕКТОВ ТРАНСПОРТНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ Специальность 05.13.01 – Системный анализ, управление и обработка информации (промышленность) Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук...»

«БАБЕЛ Марек ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И МЕТОДОЛОГИЯ ВЫБОРА ОБЪЁМОВ И ТЕХНОЛОГИЙ МОДЕРНИЗАЦИИ ТЕПЛОВОЗОВ ПО КРИТЕРИЮ СТОИМОСТИ ЖИЗНЕННОГО ЦИКЛА Специальность: 05.22.07 – Подвижной состав железных дорог, тяга поездов и электрификация ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени ДОКТОРА технических наук Научный консультант: доктор технических наук, профессор КОССОВ Евгений...»

«МУРАВЬЕВ ИВАН СТАНИСЛАВОВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ОБУЧЕНИЯ ПИЛОТОВ ВЕРТОЛЕТОВ НАВЫКАМ БЕЗОПАСНОЙ ПОСАДКИ ВНЕ АЭРОДРОМА В УСЛОВИЯХ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ВНЕШНЕЙ ИНФОРМАЦИОННОЙ СРЕДЫ 05.22.14 – Эксплуатация...»

«Павлик Елизавета Михайловна ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ХИЩЕНИЙ ТРАНСПОРТНЫХ СРЕДСТВ 12.00.08 – уголовное право, криминология; уголовно-исполнительное право ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата юридических наук Научный руководитель: Городинец Федор Михайлович, доктор юридических наук, профессор Санкт-Петербург ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ.. ГЛАВА I. КРИМИНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ХИЩЕНИЙ ТРАНСПОРТНЫХ СРЕДСТВ.. § 1. Понятие, современное...»

«Литвинцев Александр Игоревич УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ СЛОЖНЫХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ НА ОСНОВЕ ИНТЕРВАЛЬНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ Специальность 05.13.01 – системный анализ, управление и обработка информации (промышленность) Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук Научный руководитель, д.т.н., профессор Крюков А.В. Иркутск 20 ОГЛАВЛЕНИЕ...»

«АСАДУЛЛИН АЙРАТ ИЛЬЯСОВИЧ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ С СИСТЕМОЙ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ Специальность 25.00.19 – Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель – доктор технических наук, профессор Султанов...»

«КОВАЛЕВ ГРИГОРИЙ АНАТОЛЬЕВИЧ РАЗВИТИЕ ЛОГИСТИЧЕСКОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ТРАНСПОРТНЫХ ХОЛДИНГОВ (НА ПРИМЕРЕ ОАО «РОССИЙСКИЕ ЖЕЛЕЗНЫЕ ДОРОГИ»)» Специальность 08.00.05 — экономика и управление народным хозяйством: логистика Диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Мамаев Энвер Агапашаевич Ростов-на-Дону — 20 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ ГЛАВА 1...»

«ПОТАХОВ Дмитрий Александрович ИЗНОС И ВОССТАНОВЛЕНИЕ ПРОФИЛЯ ПОВЕРХНОСТИ КАТАНИЯ ВАГОННЫХ КОЛЕСНЫХ ПАР ПОВЫШЕННОЙ ТВЕРДОСТИ Специальность: 05.22.07 – Подвижной состав железных дорог, тяга поездов и электрификация Диссертация на соискание...»

«ТУРСУНОВ ЗАКИР ШУХРАТОВИЧ ОЦЕНКА УСЛОВИЙ ТРУДА ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ МИНЕРАЛЬНОЙ ВАТЫ В СТРОИТЕЛЬНОЙ ОТРАСЛИ Специальность: 05.26.01 Охрана труда (в строительстве) Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических...»

«Литвинов Артем Валерьевич СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ИСПЫТАНИЙ АСИНХРОННЫХ ТЯГОВЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ ЛОКОМОТИВОВ Специальность 05.22.07 – Подвижной состав железных дорог, тяга поездов и электрификация ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических...»

«Григорьева Светлана Владиславовна УПРАВЛЕНИЕ СТРАТЕГИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТЬЮ РАЗВИТИЯ ГРУЗОВЫХ АВТОТРАНСПОРТНЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ: ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА Специальность 08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами: транспорт) Диссертация на соискание ученой степени доктора экономических наук Йошкар-Ола Содержание Введение 1. Теоретические основы...»

«МАКАРЬЕВ Евгений Васильевич МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СЭУ ПУТЁМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УТИЛИЗАЦИОННЫХ ГИДРОПАРОВЫХ ТУРБИН Специальность 05.08.05 «Судовые энергетические установки и их элементы (главные и вспомогательные)» Диссертация на соискание...»

«Захарова Ольга Геннадьевна ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ ЛЕТНОГО СОСТАВА НА ОСНОВЕ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МОДЕЛЕЙ И СРЕДСТВ ОРГАНИЗАЦИИ ОБУЧЕНИЯ 05.22.14 – Эксплуатация воздушного транспорта Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель кандидат...»

«Павлик Елизавета Михайловна ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ХИЩЕНИЙ ТРАНСПОРТНЫХ СРЕДСТВ 12.00.08 – уголовное право, криминология; уголовно-исполнительное право ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата юридических наук Научный руководитель: Городинец Федор Михайлович, доктор юридических наук, профессор Санкт-Петербург ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ.. ГЛАВА I. КРИМИНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ХИЩЕНИЙ ТРАНСПОРТНЫХ СРЕДСТВ.. § 1. Понятие, современное...»

«ЧЕРНЫШЁВ Игорь Валерьевич РАЗВИТИЕ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ ТРАНСПОРТНЫХ МАГИСТРАЛЕЙ НА ПРИНЦИПАХ ГОСУДАРСТВЕННОЧАСТНОГО ПАРТНЕРСТВА Специальность 08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством (логистика) Диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук Научный руководитель: доктор экономических наук, профессор Козенкова Татьяна Андреевна Москва – 201 Содержание Введение... Глава 1....»

«Протопопов Валерий Александрович МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ОЦЕНКИ УРОВНЯ УЯЗВИМОСТИ ОБЪЕКТОВ ТРАНСПОРТНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ Специальность 05.13.01 – Системный анализ, управление и обработка информации (промышленность) Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Иркутск Оглавление ВВЕДЕНИЕ ГЛАВА I. Проблема оценки уязвимости объектов транспортной инфраструктуры (ОТИ) и возможные подходы к ее решению 1.1 Анализ состояния дел в области исследования уязвимости...»

«Брынь Михаил Ярославович РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ТОЧНОСТИ ГЕОДЕЗИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГОРОДСКОГО КАДАСТРА Специальность: 25.00.32 Геодезия Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук Научный консультант: доктор...»

«ЛОГИНОВА Диана Васильевна ИСТОРИЯ СТАНОВЛЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВТОТРАНСПОРТНОЙ ОТРАСЛИ РЕСПУБЛИКИ КОМИ (1917–1945 гг.) Специальность 07.00.02 – Отечественная история Диссертация на соискание ученой степени кандидата исторических наук Научный руководитель: доктор исторических наук, профессор Марасанова Виктория Михайловна Ярославль – 2015 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение 1. Создание объектов инфраструктуры автомобильного...»

«Язвенко Полина Александровна ОПАСНЫЕ ЭКЗОГЕННЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ СЕВЕРНОГО СИХОТЭ-АЛИНЯ И ПРОГНОЗ ИХ ИНТЕНСИВНОСТИ ПРИ ТРАНСПОРТНОМ ОСВОЕНИИ ТЕРРИТОРИИ (НА ПРИМЕРЕ ЖД ЛИНИИ КОМСОМОЛЬСК-СОВЕТСКАЯ ГАВАНЬ) Специальность 25.00.08. – Инженерная геология, мерзлотоведение и грунтоведение Диссертация на соискание ученой...»









 
2016 www.konf.x-pdf.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Авторефераты, диссертации, конференции»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.