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

Pages:   || 2 | 3 |

«СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР») ...»

-- [ Страница 1 ] --

Государственное унитарное предприятие

«ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

(ГУП «ИПТЭР»)

УДК 622.276.72

На правах рукописи

ЛЕ ВЬЕТ ЗУНГ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ

И УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН



(НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»)

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель – доктор технических наук, доцент Велиев Мубариз Мустафа оглы Уфа 2015

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………...........

1. ОБРАЗОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ

ОТЛОЖЕНИЙ И МЕТОДЫ ИХ УДАЛЕНИЯ....…

1.1. Влияние состава и свойств углеводородов на возможность образования асфальтосмолопарафиновых отложений …………… 9

1.2. Процесс кристаллизации и образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах ……... 14

1.3. Состав и распределение асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах…..……………………….............. 20

1.4. Методы удаления и предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах……….. 25 Выводы по главе 1……..…………………………………………………. 31

2. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ

ХАРАКТЕРИСТИК АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ

ОТЛОЖЕНИЙ В НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБАХ……… 33

2.1. Исследование состояния асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах месторождения «Белый Тигр» ……………………… 33

2.2. Проведение тепловой реакции и подбор рациональных растворителей………………...……………………….…………….. 42

2.3. Оценка взаимодействия системы химических реагентов..……….. 44

2.4. Химические реагенты, применяемые для удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений ……………….....………………………………………….. 45

2.5. Экспериментальная модель для оценки эффективности предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений…………. 48

2.6. Определение коррозионной активности системы химических реагентов методом потери массы….………………………………… 51 Выводы по главе 2……….………………………………………………. 52

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ УДАЛЕНИЯ

АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

ВОЗДЕЙСТВИЕМ РАЗЛИЧНЫХ КИСЛОТНО-ЩЕЛОЧНЫХ

СИСТЕМ НА ГАЗОЖИДКОСТНЫЙ ПОТОК……………………… 54

3.1. Экспериментальные исследования по удалению асфальтосмоло-парафиновых отложений с помощью различных кислотно-щелочных систем……………………………… 54

3.2. Оценка и подбор рациональных теплотворных химических реагентов……………………………………………………………… 63

3.3. Исследование факторов, влияющих на температуру, вязкость и растворимость асфальтосмолопарафиновых отложений при использовании N-бутиламина в качестве основания…………… 64

3.4. Лабораторные исследования предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений от повторного осаждения………………. 74 Выводы по главе 3……..………………………………………………….. 77

4. ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕНИЯ И ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ

АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

И ЕЕ ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ………………………………. 80

4.1. Расчет количества асфальтосмолопарафиновых отложений и необходимых для его обработки химических реагентов………. 81

4.2. Рекомендации для технологической обработки асфальтосмолопарафиновых отложений внутри насосно-компрессорных труб…… 84

4.3. Выбор скважин-кандидатов с целью удаления асфальтосмоло-парафиновых отложений……………..……………... 86

4.4. Подготовка химических реагентов и технического оборудования для испытания………………………………………………………….. 90

4.5. Технология удаления асфальтосмолопарафиновых отложений…..… 94 Выводы по главе 4…….………………………………………………….. 105

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ……..………………….. 106 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.…………………....... 109





ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Нефть месторождения «Белый Тигр»

характеризуется высоким содержанием парафинов (20…29 %), смол (3,7 %) и асфальтенов (1,2 %). Температура начала кристаллизации парафина при пластовом давлении составляет 57 °С, температура плавления – 50…59 °С. В связи с этим возникает ряд серьезных проблем.

Одним из основных факторов, осложняющих эксплуатацию скважин, является отложение асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности внутрискважинного оборудования (ВСО), которое приводит к снижению межремонтного периода работы, эффективности эксплуатации добывающего фонда скважин.

Существует ряд технологий борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), причем большинство из них разработаны десятки лет назад и уже не в полном объеме отвечают современным требованиям.

Так, применение традиционных технологий механического удаления АСПО не всегда рационально для скважин. Не всегда эффективными и безопасными оказываются и технологии, основанные на горячей промывке скважин и оборудования нефтью или водой с добавлением поверхностноактивных веществ, при этом довольно значительными являются потери нефти. Применение растворителей связано с высокими рисками, обусловленными их горючестью, и не всегда оправдано в силу значительных затрат.

Вследствие этого разработка и освоение новых способов и средств борьбы с АСПО остаются весьма актуальными.

Цель работы – повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин на основе технологии предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений методами физико-химического воздействия на газожидкостный поток.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

Анализ методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми 1.

отложениями при транспорте и добыче нефти;

2. Лабораторные исследования физико-химических характеристик асфальтосмолопарафиновых отложений насосно-компрессорных труб (НКТ) газлифтных скважин месторождения «Белый Тигр»;

Экспериментальные исследования удаления асфальтосмолопарафиновых отложений воздействием различных кислотно-щелочных систем на газожидкостный поток;

4. Разработка технологии удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах.

Методы решения поставленных задач Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением теоретических и лабораторных исследований на экспериментальной установке, моделирующей процессы ингибирования АСПО в добывающих скважинах, а также применением современных статистических методов обработки геолого-промысловых материалов и анализа результатов лабораторных и промысловых исследований.

Научная новизна результатов работы

1. На основании исследования компонентного состава АСПО в нефти месторождения «Белый Тигр» и изменения его состояния от температуры установлен механизм образования АСПО в призабойной зоне и насосно-компрессорных трубах газлифтных скважин месторождения «Белый Тигр».

2. Научно обосновано термохимическое удаление АСПО, предусматривающее раздельную закачку в насосно-компрессорные трубы и в призабойную зону скважины реагентов, способных генерировать тепло, необходимое для нагрева продукции скважин выше температуры плавления АСПО.

3. Разработан химический состав на основе органической кислоты, органического амина и органических растворителей для удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах.

4. Разработан метод поэтапного удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах, базирующийся на физико-химическом воздействии на газожидкостный поток.

На защиту выносятся:

1. Обоснование термохимического метода удаления АСПО в насоснокомпрессорных трубах газлифтных скважин в условиях месторождения «Белый Тигр»;

2. Составы комплексных химических реагентов на основе органических кислот, органических аминов с щелочным характером и органических растворителей для удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах;

3. Метод предотвращения образования АСПО в процессе добычи нефти на месторождении «Белый Тигр»;

Технология удаления и предотвращения образования 4.

асфальтосмоло-парафиновых отложений в призабойной зоне пласта и в насосно-компрессорных трубах на основе применения комплексных химических реагентов.

Практическая ценность результатов работы Результаты диссертационной работы использованы при создании технологии удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в насоснокомпрессорных трубах газлифтных скважин месторождения «Белый Тигр», доведенной до промышленного внедрения на данном месторождении.

Внедрение технологии удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах позволило дополнительно добыть 5875 т нефти за 18 месяцев и получить чистую прибыль в размере 1,073 млн долларов США.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XХ Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть.

Технологии 2012» (г. Уфа, май 2012 г.);

XII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XII Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2012 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 2013» (г. Уфа, май 2013 г.);

XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII 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 XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии 2014» (г. Уфа, май 2014 г.);

семинарах НИПИморнефтегаз (2009-2013 гг., г. Вунгтау, Социалистическая Республика Вьетнам);

научно-технических советах СП «Вьетсовпетро» (2009-2013 гг., г. Вунгтау, Социалистическая Республика Вьетнам).

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 20 научных трудах, в том числе в 3 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н. М.М. Велиеву, специалистам НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро»

и Центра внедрения технологий Вьетнамского нефтяного института за оказанную помощь, ценные замечания и рекомендации, высказанные в процессе подготовки диссертационной работы.

1. ОБРАЗОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ

ОТЛОЖЕНИЙ И МЕТОДЫ ИХ УДАЛЕНИЯ

1.1. Влияние состава и свойств углеводородов на возможность образования асфальтосмолопарафиновых отложений В практике эксплуатации скважин встречаются различные осложнения, обусловленные отложениями парафина, выносом песка и образованием песчаных пробок, отложением минеральных солей на забое скважины, в подъёмных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Асфальтосмолопарафиновые отложения образуются, в основном, парафинами, смолами и асфальтенами, которые в условиях пласта коллоидно растворены в нефти [3, 22, 56, 65, 75].

В группу парафинов входят твёрдые углеводороды от С17Н36 до С71Н144. Плотность парафина в твёрдом состоянии колеблется в пределах от 865 до 940 кг/м3. Чистые парафины – белые кристаллические вещества, которые при определённых термодинамических условиях переходят в жидкое состояние. Смолы представляют собой полициклические соединения, молекулы которых, кроме углерода и водорода, содержат атомы кислорода, серы, азота. В нефти такие соединения обладают коллоидными свойствами и оказывают влияние на начало кристаллизации и рост кристаллов парафина. Так, при концентрации смол 4 % температура застывания нефти понижается на 2 0С.

Асфальтены имеют большую молекулярную массу, коллоидную или твёрдую консистенцию. Эффективная концентрация асфальтенов, влияющих на кристаллизацию парафина, составляет 0,5 %.

Наличие в нефти частиц песка, глины и других механических примесей способствует упрочнению АСПО, зачастую выступая центрами кристаллизации парафина.

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. Так, при снижении температуры нефти сначала кристаллизуются более тугоплавкие углеводороды (УВ), а в дальнейшем, при массовой кристаллизации, – менее тугоплавкие. Таким образом, в зависимости от условий составы парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразны. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Характерной особенностью процесса является неравномерное распределение парафина в массе отложений по сечению слоя. Наибольшее количество парафина содержится в слое, непосредственно прилегающем к стенке. Это указывает на то, что по мере накопления отложений во внутренних слоях происходит перекристаллизация парафинов. Отложения уплотняются, и жидкая фаза вытесняется. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси. Парафиновые отложения характеризуются следующим составом: парафины – 10…75 %, асфальтены – 2…5 %, смолы

– 11…30 %, связанная нефть – до 60 %, механические примеси – 1…5 % [18, 27, 33, 80, 99].

По химическому строению различают 2 типа углеводородов:

насыщенные (включая парафины, изо-парафины и нафтен) и ароматические [26, 89].

В нефти и в пластовой воде, поднимаемых на поверхность, всегда содержатся растворенные вещества, которые способствуют образованию нефтяных эмульсий и повышению их стойкости. Основными стабилизаторами водонефтяной эмульсии, содержащихся в нефти, являются асфальтены, нафтены, смолы, парафины, механические примеси.

Ввиду своей небольшой температуры плавления (порядка 60…65 0С), парафин свободно при нагреве переходит из твёрдого состояния в жидкое, а при охлаждении могут образовываться центры кристаллизации.

Асфальтены характеризуются высокими температурами плавления порядка 300 0С и выше, и в нефтях практически всегда находятся в твёрдом состоянии и стабилизированные смолами [82].

Твердые асфальтены представляют собой надмолекулярные образования, состоящие из 5-6 слоев полиядерных двухмерных пластин общей толщиной 1,6…2,0 нм. Асфальтены в обычный микроскоп не видны.

Смолы же в нефтях образуют истинные растворы, т.е. растворены в общем объёме нефти.

Особое внимание при добыче, транспортировке и хранении нефти следует уделить образованию АСПО. Процесс образования АСПО чрезвычайно сложен. В нём могут участвовать такие физико-химические процессы, как седиментация механически взвешенных частиц, укрупнение и осаждение диспергированных компонентов, насыщение молекулярнорастворенных компонентов и образование кристаллов, адсорбция компонентов системы и другие. Такое разнообразие физико-химических процессов резко увеличивает количество факторов, влияющих на процесс образования АСПО [6, 7, 16, 22, 70, 83].

Без знаний о составе и основных свойствах АСПО, основного объекта исследований не может вестись работа по предотвращению отложений на нефтепромысловом оборудовании.

АСПО – природный композитный материал, состоящий из 10-15 органоминеральных веществ и соединений. Отложения представляют собой, как правило, мазеподобную суспензию или эмульсию с высокой адгезией к различным поверхностям.

Отложения на поверхности нефтепромыслового оборудования, в основном, формируются органическими и неорганическими веществами.

Парафины представлены, в основном, углеводородами с числом атомов углерода в молекуле от 22 до 28. Молекулы н-алканов при охлаждении формируют кристаллы. В кристалле они имеют форму плоских зигзагообразных цепей высокомолекулярных н-алканов, параллельных между собой [3, 4, 73, 78, 85, 92].

Средняя температура плавления нефтяных парафинов на подавляющем большинстве залежей находится в пределах 47…61 0С. В широком диапазоне содержания парафинов средняя температура плавления изменяется мало и составляет 52 0С. Отклонение от среднего значения сравнительно небольшое (± 1,3...2,8 °С). Это указывает на то, что состав нефтяных парафинов в подавляющем большинстве залежей оказывается практически одинаков и мало зависит от содержания парафинов в нефти.

Асфальтены и смолы относятся к поверхностно-активным компонентам нефти. Содержание этих компонентов меняется в широких пределах. Присутствие этих компонентов оказывает значительное влияние на процесс кристаллизации парафинов. Асфалътены и смолы называют модификаторами кристаллической структуры. В присутствии смол и асфальтенов происходит кристаллизация парафинов, при которой из раствора выделяются недоразвитые монокристаллы, возникшие из немногих центров кристаллизации. Они приобретают форму древовидных и шарообразных образований, и молекулы смол либо встраиваются в кристаллическую решетку парафина, либо адсорбируются на поверхности его кристаллов, тем самым изменяют форму кристаллов. В результате получаются крупные кристаллы неправильной формы [23, 70, 84, 91].

Смолы неоднородны по своему составу. Они содержат нафтеновые и ароматические элементы, парафиновые цепи разной длины и степени разветвленности, а также гетероатомы серы, кислорода и азота.

В случае, когда в составе добываемой нефти преобладают парафины, по мере подъема и охлаждения нефти увеличивается толщина отложений из-за интенсивной кристаллизации и формирования более прочной крупнокристаллической структуры. Это обуславливает формирование профилей АСПО с постоянным нарастанием толщины к устью скважины.

Связь между составом АСПО и составом добываемой нефти выявлена на основе анализа. В составе АСПО парафинов и асфальтенов содержится намного больше, чем в нефти, а по содержанию силикагелевых смол АСПО и нефть мало отличаются.

Выявлено, что прямой связи между содержанием парафина и интенсивностью его отложений нет. В результате исследований нефти установлено, что отсутствие такой связи обусловлено, прежде всего, существенным различием составов твердых углеводородов парафина, а именно различием соотношения ароматических, нафтеновых и метановых соединений в высокомолекулярной части углеводородов, которые при стандартных методах исследованиях нефти не определяются.

Нефть, состоящая из смеси как легких, так и тяжелых углеводородов, при пластовых условиях находится, как правило, в термобарическом равновесии. Сырая нефть в пластовых условиях является системой, равновесие в которой зависит от степени рассеивания тяжелых компонентов, таких как асфальтены, смолы и компоненты с высокомолекулярным весом. При изменении термобарических условий в призабойной зоне или в стволе скважины, связанных с понижением давления и температуры, нарушается фазовое равновесие и из смеси углеводородов могут выделяться как газообразные, так и твердые компоненты. Состояние фазового состава сырой нефти зависит от следующих факторов [18, 26, 71, 72, 74]:

- соотношения полярных и неполярных молекул;

- соотношения легких и тяжелых углеводородов;

Загрузка...

- наличия частиц с размером рассеивающихся частиц в нефти;

- наличия воды в нефти (рассеянная вода в нефти влияет на устойчивость эмульсии в нефти, наличие некоторых веществ на водонефтяном контакте вызывает образование механически устойчивой защитной пленки).

Изменение одного из любых вышеуказанных факторов приводит к нарушению равновесия системы, в результате которого происходят кристаллизация и выпадение в осадок таких компонентов, как парафин, смолы, асфальтены, неорганические соли.

Выпадение твердой фазы может начаться в любой точке технологической цепочки, где при изменении температуры и давления создаются необходимые для этого условия. АСПО могут формироваться в призабойной зоне, стволе скважин, выкидных линиях, трубопроводах системы сбора и транспорта нефти, аппаратах подготовки и хранения нефти.

1.2. Процесс кристаллизации и образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах АСПО – сложная гетерогенная система, состоящая из парафинов, асфальтенов, смол, воды и механических примесей. Наиболее часто АСПО вызваны наличием высокомолекулярных парафинов в нефти.

Высокомолекулярные парафины в большем или меньшем количестве практически всегда присутствуют в добываемой нефти. Содержащиеся в нефти парафины могут выделяться из нее при температуре начала кристаллизации парафинов, зависящей от химического состава нефти, и от молекулярной массы растворенных в этой нефти парафинов. Первыми начинают кристаллизовываться парафины с более высокой молекулярной массой. При дальнейшем понижении температуры кристаллы увеличиваются в размерах, увеличивается также их количество и образуется так называемая сетка, состоящая из кристаллов парафинов разных размеров, сцепленных между собой. Эта сетка «армирует» нефть:

нефть становится вязкой, а затем гелеподобной. При определенной температуре нефть, в достаточной степени армированная парафиновой сеткой, «застывает» и перестает течь [28, 32, 97].

Физико-химическая структура нефти определяется взаимной растворимостью ее компонентов. При температурах выше температуры плавления все компоненты нефтей полностью растворяются друг в друге.

Ограниченная растворимость наступает лишь после снижения температуры нефти ниже температуры застывания части компонентов.

Наиболее высокоплавкими компонентами нефтей, как мы говорили ранее, являются асфальтены, поэтому только они являются ограниченно растворимыми компонентами.

При температурах выше температур кристаллизации парафинов асфальтены образуют ядро, а смолы – сольватную оболочку, окружающую ядро. Сольватная оболочка снижает поверхностное натяжение между асфальтеном и средой, обеспечивая агрегативную устойчивость асфальтенов. В таком состоянии они не сильно оказывают влияние на процесс кристаллизации углеводородов. Картина принципиально меняется, если нефть перед охлаждением подвергалась определенной термообработке. При нагреве нефти из-за повышения подвижности молекул смол сольватная оболочка дисперсных частиц разрушается. Благодаря таким превращениям при дальнейшем охлаждении нефти и кристаллизации углеводородов молекулы смол, ранее образовавшие сольватные оболочки вокруг асфальтенов, смогут участвовать в образовании дисперсных частиц с твердыми углеводородами, а кристаллические частицы асфальтенов частично могут оказаться центрами кристаллизации углеводородов, частично могут адсорбировать на своих поверхностях кристаллы углеводородов, образуя крупные агрегаты.

При температурах ниже температуры насыщения нефти парафинами образуется новая твердая фаза мельчайших частиц, состоящая из наиболее высокоплавких парафинов.

При дальнейшем снижении температуры, после достижения характерного для каждой нефти ее критического значения, благодаря повышению концентрации дисперсной фазы нефть превращается в связнодисперсную систему – гель, в которой дисперсные частицы связаны друг с другом за счет межмолекулярных сил и образуют своеобразные пространственные сетки, формируя структурные каркасы и превращая нефть в структурированную жидкость.

На практике отложения чаще всего представляют собой гелеобразную смесь, состоящую из АСПО, стабилизированных глобул воды, механических примесей и минеральных солей. При этом основным материалом отложений является парафин, а смолы и асфальтены выступают в роли цементирующего вещества.

Подавляющее большинство способов разработки месторождений, применяющихся в настоящее время в практике, связано с изменением в процессе разработки первоначальных пластовых условий – давления и температуры, вследствие чего меняются в процессе разработки и физические свойства пластовых нефтей.

В процессе эксплуатации месторождений нефть направляется в забой скважин и поднимается на поверхность по НКТ. Этот процесс вызывает уменьшение давления и температуры, отделение фазового газа из углеводородов с легкими парафинами. Нарушение термодинамического и фазового равновесий в этих случаях приводит к отделению тяжёлых компонентов, таких как асфальтены и смолы, от сырой нефти. Такое нарушение равновесия также приводит к уменьшению растворимости твердых парафинов, что увеличивается риск их кристаллизации [55, 58, 60].

Исследования показывают, что существует последовательность кристаллизации парафинов, начиная от парафинов с более высоким молекулярным весом. В начале процесса кристаллизации кристаллы парафина обычно имеют форму пирамиды или тонкой пластинки, которые расположены в беспорядке в нефти. Далее по мере снижения температуры увеличивается размер кристаллов парафина, и эти кристаллы переплетаются. В месте контакта кристаллов образуются связи. Такие связи образуют трехмерную пространственную сетку кристаллов парафина в нефти. Таким образом, в зависимости от типов связей, если нефть находится в подвижном состоянии, и при этом другие компоненты нефти обычно присутствуют в пустой части трехмерной пространственной сетки, то нефть более пластична. Когда эта трехмерная пространственная сетка развивается до некоторой степени, другие компоненты запираются, и нефть не может двигаться, происходит застывание нефти. В случае если нефть находится в неподвижном состоянии, связь всего пространства нарушается, и возникают локальные твердые фазы парафинов.

Современные представления о механизме образования парафиновых отложений на скважинном оборудовании можно условно подразделить на осадочно-объемную теорию и кристаллизационно-поверхностную.

Первая предполагает, что кристаллы парафина образуются в объеме движущейся нефти, постепенно оседают на поверхности металла и закрепляются на ней, образуя постепенно осадочный слой органических отложений.

По второму механизму парафиновые кристаллы образуются непосредственно на металлической поверхности и постепенно кристаллизуются в комплексы. Процесс кристаллизации парафина на поверхности идет за счет подпитки из нефтяного раствора.

Существует еще и третий механизм – это смешанный, имеющий все особенности первых двух. При этом состояние поверхности и ее природы существенным образом влияют на течение процесса образования парафиновых отложений.

Таким образом, принимая тот или иной механизм образования АСПО за базу, подходы в борьбе с предупреждением органических отложений будут разные.

Необходимыми условиями формирования парафиновых отложений являются:

- наличие в нефти высокомолекулярных соединений углеводородов, и в первую очередь метанового ряда (парафинов);

- снижение пластового давления до давления насыщения;

- снижение температуры потока до значений, при которых происходит выделение твердой фазы из нефти;

- наличие подложки с пониженной температурой, на которой кристаллизуются высокомолекулярные углеводороды с достаточно прочным сцеплением их с поверхностью, исключающее возможность срыва отложений потоком газожидкостной смеси или нефти при заданном технологическом режиме.

Существует множество и других факторов, способствующих или препятствующих интенсивному формированию парафиновых отложений [40, 41, 100].

К наиболее существенным из них могут быть отнесены следующие.

1. Скорость потока. Как показали исследования, в начале интенсивность отложений растет с увеличением скорости за счет увеличения массового переноса, а затем снижается, поскольку возрастают касательные напряжения, повышающие прочность сцепления парафина с поверхностью оборудования.

2. Газовый фактор и сам процесс выделения газа при снижении давления. С выделением и расширением газа понижается температура, а присутствие газа в потоке усиливает массообмен, в результате доля парафиновых углеводородов, кристаллизирующихся на поверхности оборудования, существенно возрастает.

3. Наличие механических примесей, являющихся активными центрами.

4. Кристаллизация может привести к уменьшению интенсивности отложения парафина за счет снижения состояния перенасыщения нефти последним и увеличение его доли кристаллизации в объеме.

5. Состояние поверхности оборудования (подложки) оказывает существенное влияние на прочность отложений, в частности полярность материала подложки и качество поверхности (гладкость). Чем выше значение полярности материала и ее гладкость, глянцевитость (чистота обработки), тем меньше адгезия, а следовательно, при меньших скоростях потока будут срываться парафиновые образования с таких поверхностей.

6. Обводненность продукции скважины. Она оказывает двоякое действие. Вначале при малом содержании воды в нефти и прочих равных условиях наблюдается некоторое повышение интенсивности отложений парафина, а затем с увеличением доли воды в потоке интенсивность снижается как за счет повышения температуры потока (теплоемкость воды в 1,6... 1,8 раза больше нефти), так и за счет обращения фаз, при котором ухудшается контакт нефти с поверхностью оборудования.

Процесс кристаллизации, способ образования связей между кристаллами, нарушения пространственных связей приводят к образованию локальных связей между кристаллами парафинов при движении потока нефти вверх по НКТ. Эти процессы и уменьшение температуры ускоряют образование АСПО в НКТ [25, 46, 98].

Таким образом, на образование АСПО оказывают существенное влияние:

- снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

- интенсивное газовыделение;

- уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

- изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;

- состав углеводородов в каждой фазе смеси;

- соотношение объема фаз;

- состояние поверхности труб, сечение и форма трубопроводов.

Факторы, влияющие на процесс образования АСПО: шероховатость стенки трубы, скорость притока, количество парафинов в притоке, форма и размер частиц.

Известны три стадии формирования и роста АСПО:

- на первой стадии образования АСПО происходят зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности;

- на второй стадии происходит осаждение мелких кристаллов на поверхности оборудования;

- на третьей стадии уже идет осаждение на парафинированную поверхность более крупных кристаллов.

При этом асфальтены выпадают и образуют плотный и прочный осадок, в то время как смолы только усиливают действие асфальтенов.

При снижении температуры нефти до величины температуры насыщения нефти парафином и менее начинается процесс формирования микрокристаллов АСПО.

Таким образом, важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, это температура при которой появляются первые микрокристаллы парафина.

Если температура насыщения нефти парафином близка пластовой температуре, то создаются условия для образования АСПО в призабойной зоне пласта и нижней части ствола скважины. Таким образом, температура насыщения нефти парафином определяет глубину начала кристаллизации АСПО в скважине и интервал осадкообразования.

1.3. Состав и распределение асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах Твердые парафины в нефти обычно имеют количество атомов углерода в пределах C18 – C45. Однако составы парафинов со значительным удельным весом сосредоточены от C18 до C34. Парафины с атомами углерода с C35 и выше имеют тенденцию к снижению содержания.

Распределение температуры плавления (также является температурой кристаллизации) парафинов по количеству углерода в нефти месторождения «Белый Тигр» представлено в таблице 1.1, а состав распределения парафинов – на рисунке 1.1.

Таблица 1.1 – Температура плавления (кристаллизации) некоторых твердых парафинов

–  –  –

Рисунок 1.1 – Графики распределения парафинов в нефти месторождений «Белый Тигр»

Результаты, представленные в таблице 1.1 и на рисунке 1.1, показывают, что кристаллизация происходит интенсивно при температуре ниже 65 0C. Причем для парафинов с C44 и выше фактическая температура кристаллизации находится в пределах 82…84 0C [32, 33, 49, 50].

В результате проведенных исследований установлено, что температура плавления АСПО обычно находится в пределах 60…85 0C. Эта температура зависит, в основном, от распределения н-парафинов в составе АСПО. Обычно, температура плавления АСПО, образующихся в НКТ, соответствует температуре плавления не выше 65 0С. Однако на практике отмечена температура плавления АСПО выше 65 0С в НКТ многих скважин месторождения «Белый Тигр». Анализ состава АСПО в нефти месторождения «Белый Тигр» показал:

- основными компонентами АСПО являются н-парафины ( 80 %) и асфальтены, которые составляют лишь 3…4 %. Остальными компонентами отложений являются легкие фракции нефти и неорганические вещества (SiO2, CaCO3, Fe2O3 и т.д.) [86, 87];

- распределение н-парафинов в пробах АСПО имеет двугорбую форму (рисунок 1.2) с двумя четкими зонами. Первая зона имеет максимум при nC29 – nC31, вторая зона имеет максимум при nC43 – nC47. При этом распределение н-парафинов в сырой нефти имеет только один максимум при nC25…nC29. Для большинства проб АСПО, процентная масса н-парафинов второй зоны больше чем первой. Первая зона характерна для сырой нефти, а вторая зона показывает содержание тяжелых н-парафинов в нефти;

- температура плавления большинства проб органических отложений относительно высока: 80 0C.

Рисунок 1.2 – Распределение н-парафинов в пробах АСПО, взятых со скважин месторождения «Белый Тигр»

С таким составом АСПО и при такой высокой температуре плавления, текущие методы депарафинизации, применяемые в СП «Вьетсовпетро» с помощью горячей нефти или горячего пара, могут расплавлять АСПО только в верхней зоне НКТ до глубины не ниже 500 м.

Распределение АСПО в НКТ зависит от распределения температуры вдоль НКТ и скорости потока добываемой жидкости. Температура потока добываемой жидкости определяет, где начинается процесс кристаллизации парафинов и вероятность образования отложения. Скорость потока добываемой жидкости влияет на расстояние с места начала кристаллизации до места отложения. Кроме того, в АСПО, образованных при температуре выше температуры плавления, содержание асфальтенов выше. Исследования внутренних слоев АСПО показали, что изменение эффективного сечения потока также приводит к изменению состава парафиноотложений.

По результатам исследований температуры добываемой жидкости вдоль ствола скважин отмечена почти линейная зависимость между глубиной и температурой (рисунок 1.3).

–  –  –

Рисунок 1.3 – Профиль температуры потока добываемой жидкости вдоль ствола скважины № 64 (1/2008) Рассматривая зависимость между температурой плавления и числом атомов углерода (таблица 1.

1), а также профиль температуры потока добываемой жидкости по стволу скважины № 64 (рисунок 1.3), получим относительно полную картинку о распределении парафинов вдоль НКТ (рисунок 1.4).

Анализ рисунка 1.4 показывает, что кристаллы парафинов могут быть образованы начиная с глубины 1500 м, а на глубине 1000 м парафины отлагаются уже в большом количестве. Однако, как было сказано выше, имеется большое расстояние между местом начала кристаллизации и местом отложения, поэтому начальная глубина, на которой отложения парафинов образуются с высокой вероятностью, составляет 1000…1200 м.

Данная глубина является важным параметром, определяющим количество химических реагентов, требуемых для удаления АСПО.

(44.5оС) (47.4оС) (50.8оС) (53.3оС) (56.2оС) (59.1оС) (61.3оС) (63.5оС) (65.8оС) (67.2оС) (69.2оС) (78.0оС) Рисунок 1.4 – Распределение парафинов (по числу атомов углерода) вдоль ствола скважины Так как тугоплавкие асфальтосмолистые вещества составляют в нефти малую долю (единицы процентов) и основным наполнителем отложений являются твердые парафины, локализация отложений отмечается до 1100 м. Но начало разрушения асфальтосмолистой пленки в этом случае не происходило, и поэтому необходимы обработки скважин растворителями, более радикально улучшающие условия эксплуатации скважин [43].

1.4. Методы удаления и предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насоснокомпрессорных трубах Для удаления АСПО применяют различные методы, которые разделены на 4 основные группы: механические, тепловые, химические и физические [8, 44, 54, 66]:

- механические – очистка скребками различных конструкций с ручными или механизированными лебедками;

- тепловые (термические) – промывка горячей нефтью, промывка горячей водой с добавлением поверхностно-активных веществ, прогрев НКТ паром, с использованием стационарно установленных или погружных электронагревателей;

- химические – использование углеводородных растворителей или моющих составов на водной основе с добавлением поверхностно-активных веществ;

физические – использование ультразвука (стационарно установленные или погружные излучатели) или высокочастотного электромагнитного поля.

Сущность механических методов заключается в разрушении отложений и выносе разрушенных отложений с места их образования механической силой. Для удаления АСПО механическим методом применяют скребки, спускаемые на проволоке на всю глубину их отложения. Удаление АСПО осуществляется без остановки скважины. Применяются различные методы привода скребков в действие. Наиболее распространены ручной привод, индивидуальный электропривод и передвижная лебедка.

Очищающие инструменты, подвешиваемые на бурильной трубе, являются специальным долотом. Отложения попадают в НКТ и выносятся на поверхность потоком жидкости. По технологиям Аллена и Роберта, для удаления АСПО в фонтанных и газлифтных скважинах широко применяются очищающие инструменты на канатной технике. Данный инструмент подвешивается на канате и управляется канатной техникой, вручную или автоматически.

Использование механических скребков для условий работы в газлифтных скважинах сопряжено с многими проблемами. Помимо этого, применение скребков решает задачу борьбы с отложением парафина только в подъемных трубах, в то время как снижение дебита скважины имеет место также из-за отложения парафина в манифольде и выкидной линии.

Одним из способов тепловых методов является удаление АСПО горячей нефтью или водой соседней скважины. Горячая нефть или вода закачивается в скважину в затрубное пространство и поднимается по трубам для плавления АСПО или повышения их растворимости.

Эффективность теплохимических обработок скважин с целью удаления АСПО, в основном, зависит от способа проведения обработки, физико-химических свойств теплоносителя и температуры теплоносителя.

Применение циркуляционных способов обработки скважины с возможностью постоянного подогрева теплоносителя позволит значительно снизить время обработки. Необходимо, чтобы при нагреве теплоносителя до температуры не менее 80 °С не изменялись его физикохимические свойства, температура вспышки теплоносителя была не менее 90 °С, при этом он должен проявлять высокую растворяющую способность ко всем типам АСПО.

Отложения на поверхности нефтепромыслового оборудования, в основном, представлены органическими (парафины, силикагелевые смолы, асфальтены) и неорганическими веществами (механические примеси, неорганические соли и вода) [25].

Каждый из способов имеет свои достоинства и недостатки. В частности, применение горячей воды при промывке скважины может привести к образованию парафиновой пробки на выкидном коллекторе, т.к.

при использовании данного метода парафиноотложения вынесенные с лифта скважины АСПО при охлаждении вновь оседают на стенках нефтепромыслового оборудования [29, 76].

С целью сокращения расходов на проведение обработки скважин растворителем, перехода от количества к качеству, необходим поиск комбинированных методов удаления АСПО в соответствии с существующими технологическими режимами работы скважин, свойствами и составом высокомолекулярных отложений АСПО в насосно-компрессорных трубах. В настоящее время широко используют тепловые методы удаления АСПО с применением в качестве теплоносителя горячей нефти или воды, перегретого пара; реагентов, при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции;

растворителей [41, 45].

Известно, что большинство составов растворителей, предлагаемых к применению для удаления АСПО, представляют собой композиции алифатических, нафтеновых и ароматических углеводородов в сочетании с ПАВ и веществами, содержащими гидроксильные, аминные, эфирные и нитрогруппы [54]. Нагревание растворителя ускорит процесс растворения АСПО, но большинство предлагаемых растворителей, используемых на промыслах, не могут быть нагреты, так как имеют низкую температуру о вспышки порядка 30…40 С. Нагрев таких растворителей невозможен по причине их взрыво- и пожароопасности.

Плотность известных растворителей изменяется в среднем в пределах 0,6…0,9 г/см3, а плотность нефти составляет в среднем 0,8…0,9 г/см3. Для того чтобы растворитель поступил на глубину максимального скопления АСПО, применяют специальные продавочные жидкости, и чтобы растворитель мог находиться в зоне образования наибольшего скопления АСПО необходимо, чтобы его плотность была больше плотности нефти [54]. Но с увеличением плотности растворителя увеличивается его молекулярная масса, растворяющая способность при этом снижается.

Для удаления уже сформировавшихся отложений в условиях месторождения «Белый Тигр» используются традиционные термические методы: пропарка устья, верхней части подвески НКТ и затрубного пространства, а также промывка скважины горячей продукцией соседних скважин на морской стационарной платформе (МСП) [5, 23].

К основным недостаткам теплового метода с помощью промывок скважин относятся:

- необходимость остановки скважин на время проведения работ, что снижает коэффициент их эксплуатации;

- поскольку используется высокообводненная продукция, как правило, из соседних горячих скважин, существует вероятность образования стойких эмульсий;

- недостатком использования в качестве теплоносителя пара является то, что пар, опускаясь вниз по скважине, охлаждается, конденсируется, превращаясь в охлажденную воду, которая не способна расплавлять образовавшиеся смолопарафиновые отложения на большой глубине.

Другим тепловым методом является электрический прогрев, при котором для подогрева нефти устанавливают электрический нагревательный прибор прямо на забое скважины или вместе с ВСО спускается нагревательный кабель. Однако применение данных методов затруднено из-за высоких затрат, дополнительных электрозатрат (в недостаточном объеме свободных электрических мощностей на МСП) и осложнениями при работе ВСО, что может приводить к его преждевременным отказам.

Одним из наиболее эффективных тепловых методов является метод, при котором в результате реакции образуется азот и выделяется теплота.

Реагирующий раствор, состоящий из 2-х солей: нитрита натрия (NaNO2) и хлорида аммония (NH4Cl), подготавливается на поверхности и закачивается в скважину. В результате реакции между двумя солями выделяется большое количество азота и теплоты. Выделенная теплота плавит или размягчает отложения органических веществ, позволяет потоку жидкости выносить их на поверхность.

Другим типом тепловых методов является метод, использующий реакцию между аминами и органическими кислотами. Широко применяются следующие органические кислоты: линейные алкилбензолсульфонаты (ЛАС) и динонилнафталинсульфоновая кислота.

Возможно применение следующих аминов: изопропиламин, третбутиламин, диизопропиламин, диэтилентриамин.

Одним из наиболее перспективных методов борьбы с АСПО являются химические методы [20, 42, 52, 53, 57, 59, 61]. Химические методы борьбы с отложениями парафина развиваются и создаются по двум основным направлениям:

- удаление АСПО с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций поверхностно-активных веществ;

- предотвращение отложения парафина за счет применения химических продуктов, ингибирующих процесс формирования смолопарафиновых отложений.

Борьба с АСПО химическими методами осуществляется по следующим механизмам: растворение АСПО, препятствование образованию и развитию кристаллов n-парафина, а также снижение способности кристаллов парафина адсорбироваться на внутренней поверхности НКТ.

Процесс непосредственного удаления АСПО с поверхности нефтепромыслового оборудования условно можно разделить на пять основных стадий:

- смачивание поверхности отложений и их гидрофобизация;

- снижение межфазного (поверхностного) натяжения;

- проникновение раствора внутрь отложений;

- разрушение и диспергирование частиц отложений в объеме раствора;

- частичное растворение компонентов АСПО.

Химическими реагентами, используемыми при осуществлении химических методов, являются: растворители, диспергаторы, моющие и чистящие средства, химические реагенты для изменения свойств кристаллов парафина. Для растворения АСПО с высоким содержанием ароматических углеводородов используют такие растворители, как конденсаты, легкие фракции бензина, керосин, дизельные топлива, бутан, пентан, ксилол, толуол, бензол, тетрахлорид углерода (CCl4) и дисульфид углерода (CS2). Керосин, дизельное топливо и конденсаты, имеющие низкое содержание ароматических углеводородов, не могут растворить отложения, содержащие асфальтены. Кроме того, направление разработки только растворителей компонентов АСПО изначально лишает реагенты универсальности по отношению к широкому составу отложений.

Для предотвращения АСПО в НКТ газлифтных скважин одним из химических методов является закачка в поток компримированного газа ингибиторных химических реагентов, препятствующих образованию парафиноотложения.

Для предотвращения АСПО закачиваются в призабойную зону ингибиторные химические реагенты. Закачанные ингибиторы адсорбируются на поверхности пластовых пород, и в процессе разработки освобождаются в поток нефти. Ингибиторные химические реагенты растворяются в потоке нефти при высокой температуре и хорошо препятствуют образованию АСПО.

Исходя из состава АСПО, который зависит от состава нефти, прежде всего ее высокомолекулярной части, а также гидро- и термодинамических условий формирования отложений, производится выбор химических реагентов, удаляющих или предупреждающих отложения.

Выводы по главе

1. Необходимыми условиями формирования парафиновых отложений являются наличие в нефти высокомолекулярных соединений углеводородов, и в первую очередь метанового ряда (парафинов), снижение пластового давления до давления насыщения, снижение температуры потока до значений, при которых происходит выделение твердой фазы из нефти и наличие подложки с пониженной температурой, на которой кристаллизуются высокомолекулярные углеводороды с достаточно прочным сцеплением их с поверхностью, исключающее возможность срыва отложений потоком газожидкостной смеси или нефти при заданном технологическом режиме.

2. Анализ составов АСПО в нефти месторождения «Белый Тигр»

показал, что кристаллизация происходит интенсивно при температурах ниже 65 C, основными компонентами АСПО являются н-парафины ( 80 %) и асфальтены, которые составляют лишь 3…4 %. Остальными компонентами отложений являются легкие фракции нефти и неорганические вещества (SiO2, CaCO3, Fe2O3 и т.д.), температура плавления большинства проб органических отложений относительно высока 80 0C. Кристаллы парафинов образуются начиная с глубины 1500 м, а на глубине 1000 м парафины отлагаются уже в большом количестве.

3. К основным недостаткам теплового метода, который используется в условиях месторождения «Белый Тигр», с помощью промывок скважин относятся:

- необходимость остановки скважин на время проведения работ, что снижает коэффициент их эксплуатации;



Pages:   || 2 | 3 |
Похожие работы:

«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...»

«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...»

«Хоменко Дмитрий Борисович РАЗРАБОТКА СПОСОБА АВТОМАТИЧЕСКОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ МОРСКОГО ВОЛНЕНИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЛАВАНИЯ СУДОВ Специальность: 05.22.19 – Эксплуатация водного транспорта, судовождение Диссертация на соискание ученой степени кандидата...»

«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...»

«КОПЫЛОВ АЛЕКСЕЙ ВАСИЛЬЕВИЧ МЕТОДЫ, СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ, ДИАГНОСТИКИ И ИСПЫТАНИЙ КОМПОЗИЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ АВИАЦИОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ Специальность 05.22.14 Эксплуатация воздушного транспорта ДИССЕРТАЦИЯ на соискание учёной степени...»

«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...»

«ПРИХОДЬКО НАТАЛЬЯ ЮРЬЕВНА ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОРГАНАМИ ВНУТРЕННИХ ДЕЛ КОНТРАБАНДЫ НА ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОМ ТРАНСПОРТЕ Специальность 12.00.08 – уголовное право и криминология, уголовно-исполнительное право Диссертация на соискание ученой степени кандидата юридических наук Научный руководитель: Заслуженный юрист РФ кандидат юридических наук, профессор В.И. Старков Москва 20 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение.. Глава 1. Социально-правовая характеристика контрабанды.18 §1.1...»

«Прохорова Светлана Александровна ФОРМИРОВАНИЕ КУЛЬТУРЫ ДОРОЖНО-ТРАНСПОРТНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ МОЛОДЁЖИ В СИСТЕМЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ Специальность 13.00.05 – теория, методика и организация социально – культурной деятельности Диссертация на соискание ученой степени кандидата педагогических наук Научный руководительдоктор педагогических наук, профессор Сироткин Л.Ю. Казань – 2015 СОДЕРЖАНИЕ Введение.. 3 Глава 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ФОРМИРОВАНИЯ КУЛЬТУРЫ ДОРОЖНО-ТРАНСПОРТНОЙ...»

«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...»

«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...»

«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...»

«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...»

«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...»

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

«НЫЧИК ТАТЬЯНА ЮРЬЕВНА УДК 629.122+626.45 ОЦЕНКА РИСКА АВАРИЙ И ТРАНСПОРТНЫХ ПРОИСШЕСТВИЙ В СУДОХОДНЫХ ШЛЮЗАХ Специальность 05.22.19 — «Эксплуатация водного транспорта, судовождение» Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель — доктор технических наук профессор М.А. Колосов Санкт – Петербург — 2014 2 ...»

«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...»

«УДК 528.94 СОМОВ Эдуард Владимирович ГЕОИНФОРМАЦИОННОЕ КАРТОГРАФИРОВАНИЕ ОБЕСПЕЧЕННОСТИ НАСЕЛЕНИЯ ОБЩЕСТВЕННЫМ ТРАНСПОРТОМ НА ПРИМЕРЕ Г. МОСКВЫ Специальность 25.00.33 – картография ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата географических наук Научный руководитель: д.г.н., проф. Тикунов Владимир Сергеевич Москва – 2015 Содержание 1. Введение: 2. Глава 1. Научно-методологические основы...»

«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...»

«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...»

«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...»









 
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.