Новые технологии нефтегазовому региону. Материалы региональной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Тюмень: Тюмгнгу, 2006 272 с
|
Скачать 5.37 Mb.
|
|
СЕКЦИЯ «Совершенствование технологии сооружения скважин, бурение нефтегазопромысловых объектов в условиях Западной Сибири» Буренков А. И. ТюмГНГУ. Выявление новых задач для повышения качества освоении скважин струйными эжекторными насосами. Практически любая операция, проводимая в скважинах, представляет собой потенциальный источник потери продуктивности. Установлено, что ФСП ухудшается вследствие засорения пласта различными веществами при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией и ремонте скважин. В ряде случаев по этим причинам скважины оказываются непродуктивными, в результате чего увеличивается фонд бездействующих скважин. Действующий фонд скважин является низко дебитным и требует применения искусственных методов воздействия для повышения продуктивности. Вызов притока из пласта с использованием струйного насоса в основном обеспечивается созданием депрессии на пласт. Происходит очистка приствольный зоны от проникшего в нее фильтрата, дисперсной фазы или бурового раствора. Существующие методы создания депрессии на пласт во многих случаях являются малоэффективными и часто не обеспечивают качественного освоения продуктивных пластов, особенно трещиноватых, при низких пластовых давлениях, так как неконтролируемые изменения пористости и проницаемости отражаются на результатах освоения скважины. Искусственный пластовый дроссель, созданный этими изменениями, влияет на приток жидкости из пласта в течение всей жизни скважины; с падением пластового давления его влияние усиливается, что в конечном итоге отражается на коэффициенте нефтеотдачи. Поэтому в процессе вызова притока из пласта принимают всевозможные меры для счистки приствольной от проникших в нее посторонних веществ, и восстановление первоначальных коллекторских свойств. Эжекторные (струйные) насосы имеют следующие преимущества по сравнению с другими техническими средствами создания депрессий на пласт и эксплуатации скважин: отсутствия трущихся деталей, простота передачи и преобразования энергии, возможность работы в широком диапазоне дебитов, выход на рабочий режим за считанные секунды, возможность управления забойным давлением, надежность работы при высоком газовом факторе и наличии механических примесей в пластовом флюиде, простата конструкции и малые габариты, невысокая стоимость. Однако, несмотря на многообразие конструкции эжектоных насосов, используемых в нефтегазовой промышленности при их разработке отсутствовал комплексный подход в виде всего многообразия факторов, действующих на всех этапах строительства и эксплуатации скважин. В настоящие время работа струйных насосов рассматривается как точечное воздействие на продуктивную толщу пласта, так как находится в неподвижном положении в компоновке не посредственно в сам процесс освоения скважины. Влияние работы струйного агрегата на всю толщу пласта никогда не рассматривалась ранее, так же не проводился анализ работы эжекторного насоса, когда в состав низа обсадной колонны входят фильтры различной конструкции (щелевые, проволочные и т.д) и с открытым стволом в продуктивной части пласта. Проведя, анализ данных вопросов и откорректировав методики освоения скважин струйными насосами, можно добиться более качественного освоения скважин. Воронов Д. Л. Совершенствование породоразрушающего инструмента. В связи с тем, что в настоящее время необходимо увеличивать темпы добычи нефти, так как экономическое развитие нашей страны напрямую зависит от данного фактора. В настоящее время идёт тенденция на замену шарошечных долот алмазно-твердосплавными. В нашем случае это применение алмазно-твердосплавных долот типа БИТ 214,3М5 и БИТ 214,3МС. Данными долотами было пробурено несколько скважин на Яунлорском месторождении и получены следующие данные. Показатели отработки долот типа БИТ 214,3МС и БИТ 214, 3М5 такие как: проходка, стойкость, и механическая скорость оказались на порядок выше, чем у шарошечных долот. Это объясняется тем, что коэффициент полезного действия разрушения у алмазно-твердосплавных долот примерно в 5 раз больше чем КПД у шарошечных долот. Например, показатели долота БИТ214,3МС выше чем у долота БИТ214,3М5 и достигли следующих результатов: проходка на долото составляет 3858м, что на 2423м больше, стойкость составила 129,5 часов, в то время как у БИТ214,3 М5 она составляла 70ч, и механическая скорость составила 26,9 м/ч, что всего лишь на 4 метра больше. Практикой бурения было доказано что таких высоких результатов удалось достичь при использовании винтового забойного двигателя типа Д3-195 так как данный забойный двигатель имеет наиболее высокий вращающий момент по сравнению со своими аналогами. Данные долота применялись в интервалах от 2000м, потому что бурение данных интервалов более трудоёмкий процесс. Также было доказано, что при бурении алмазно-твердосплавными долотами буровой инструмент испытывает меньшие нагрузки и вибрации с высокими амплитудами, что значительно повышает срок его службы. Нами было установлено возрастание рейсовой и коммерческой скоростей, что непременно приводит сокращению сроков строительства скважины. Научный руководитель: доцент, к.т.н. Абатуров В. Г. Бикчандаев Э.З.Лучшие керноотборные устройства в современной практике бурения. Добыча нефти в России не восполняется приростом запасов. Такой вывод можно сделать из ежегодного доклада компании British Petroleum «Энергия мира 2005». По данным BP, Россия увеличила объемы добычи на 8,9 %: до 9,3 млн. баррелей в день. Поэтому разведка новых месторождений является актуальной проблемой на сегодняшний день. Основным этапом разведки является бурение. Операция бурения связана с изучением геологического разреза скважины, одним из способов которого является отбор керна. Отечественной промышленностью изготавливаются серии керноотборных устройств различной конструкции и назначения: «Недра»; «Кембрий»; «Силур»; «Тенгиз»; «Риф»; «Маг»; «Ким». В последнее время разработаны керноотборные устройства типов УК-105/67, УК-121/76, УК-146/89, УКУ-172/101 и УК-182/133, которые могут применяться как в роторном бурении, так и в компоновке с гидравлическими забойными двигателями. Кроме того, отечественной промышленностью изготавливаются специальные керноприемные устройства для бурения роторным способом и с использованием гидравлических забойных двигателей: устройство керноприемное типа «Структура» УКС-178/60-80; комплекс инструментов для бурения с отбором керна в горизонтальных скважинах; керноотборные устройства с принудительным отрывом керна от забоя и полной изоляцией торца керноприемника типов КИМ и КГТИ. Наиболее широкое применение в отечественной нефтяной и газовой промышленности нашли керноотборные устройства типа «Недра» (на территории Тюменской области колонковый снаряд «Недра» впервые стал применяться с 1973г.), «Кембрий» (максимальный средний вынос керна 93–94 % от проходки с отбором снарядом “Кембрий” достигнут по скв. 24 Северо-Комсомольской и скв. 21 Западно – Таркосалинской) и керноотборное устройство с изолированным керноприемником типа «Ким», разработанное Хайруллиным Б.Ю. За рубежом наибольшее распространение получили керноотборные устройства типа «250P Series Core Barrel», «Slim Hole Core Barrel» (инструмент для отбора керна малого диаметра) и «Lateral Coring Systems» (устройства отбора керна из горизонтальных скважин). Таким образом, можно сделать следующие выводы:
Научный руководитель: Абатуров В.Г. Двойников М.В. К вопросу получения оптимального крутящего момента при комбинированном бурении скважин. В настоящее время имеется опыт применения комбинированного способа бурения горизонтальных скважин на месторождениях Тюменбургаз. Комбинированный способ включает в себя, бурение горизонтальных участков, путем вращения бурильной колонны ротором, в сочетании с винтовым двигателем. Бурение горизонтальных участков с применением только ВЗД без вращения колонны в большинстве случаев сопровождается частыми прихватами нижней части КНБК. Вследствие чего, бурение (разрушение) породы кратковременно (от 3 до 7 мин.), сопровождается частыми проработками интервалов, промывками скважины. Комбинированный способ дает возможность осуществления продолжительного (до 15 минут) процесса бурения без отрыва долота от забоя. Для получения оптимального крутящего момента при комбинированном бурении скважин необходимо предварительно определить частоту вращения бурильной колонны путем установления ее зависимости от осевой нагрузки на долото, соответствующей тормозному моменту забойного двигателя. Значение осевой нагрузки, соответствующей тормозному моменту выражается следующей формулой:  ;где  - тормозной момент ВЗД согласно паспортных данных; - требуемый рабочий крутящий момент на валу забойного двигателя; - осевая нагрузка на долото.Реализация способа получения оптимального крутящего момента на валу двигателя производится следующим образом.
Взаимоотношение частоты, расхода и нагрузки на долото позволит в конечном итоге определить требуемый крутящий момент на валу ВЗД. НЕФТЕХИМИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА СЕКЦИЯ «НЕФТЕХИМИЯ» Яковлев Н.С., Половникова А.И. Эффективность амидополиформальдегидных депрессорных присадок в дизельном топливе Ачинского нпз. Большинство нефтей, добываемых в стране, содержат значительные количества парафиновых углеводородов. Вовлечение в производство дизельных топлив тяжелых нефтяных фракций способствует увеличению в них (топливах) содержания тяжелых парафинов, резко ухудшающих низкотемпературные свойства топлив. Наиболее простым способом улучшения низкотемпературных свойств дизельных топлив является введение в их состав депрессорных присадок. Работа посвящена синтезу амидополиформальдегидных поликонденсационных депрессорных присадок на основе отечественного сырья. Синтез депрессорных присадок проводился в две стадии конденсацией стеариновой кислоты (СК) и полиэтиленполиаминов (ПЭПА). Полученные амиды стеариновой кислоты дополнительно подвергали конденсации с формальдегидом (ФА) при мольном соотношении исходных реагентов СК:ПЭПА:ФА = (2,3–3,0):1,0:(0,5–25) соответственно. Использовали техническую стеариновую кислоту, полиэтиленполиамины и формалин. На первой стадии конденсацией стеариновой кислоты и полиэтиленполиаминов получали амиды различной степени замещения. На второй стадии амиды подвергали формальдегидной конденсации. Эффективность синтезированных депрессорных присадок (ДП) проверяли в летнем дизельном топливе (ДТ) Ачинского НПЗ при содержании ДП 0,005 – 1,0%масс. Дизельное топливо имело следующие характеристики: температура застывания минус 10ºС, температура помутнения минус 5ºС, плотность при 20ºС 835 кг/м3, вязкость при 20ºС 5мм2/с; содержание углеводородов образовавших комплекс с карбамидом 6,6%масс.; содержание н-алканов С12-15 45,9%масс., С16-21 48,3 и С22 и> 5,8%масс. Температуру застывания ДТ определяли по ГОСТ 20287-91 при введении в него депрессорных присадок. Полученные данные показывают, что амидополиформальдегидные депрессорные присадки эффективнее амидов СК и ПЭПА. При содержании амидов СК и ПЭПА 0,5 – 1,0%масс. максимальный эффект депрессии застывания достигает 14-17оС, а максимальный эффект понижения температуры застывания при таком же содержании предлагаемых присадок достигает 22-23оС. Положительный эффект достигается при содержании амидополиформальдегидных присадок 0,1-1,0%масс. во всем интервале мольных соотношений, т.е. при мольном соотношении СК:ПЭПА:ФА = (2,3-3,0):1,0:(0,5-25). При содержании амидополиформальдегидных присадок 0,05%масс. положительный эффект по температуре застывания достигается в более узком интервале соотношений исходных реагентов, т.е. при мольном соотношении СК:ПЭПА:ФА = (2,3-3,0):1,0:(0,5-15). Эффект составляет от 7 до 16оС. Таким образом, введение дополнительной стадии формальдегидной конденсации оправдано, и позволяет, очевидно, повысить молекулярную массу депрессорных присадок и оптимизировать их гидрофильно-липофильный баланс. Для серии амидополиформальдегидных ДП, полученных при мольном соотношении СК:ПЭПА:ФА=2,27:1,0:(0,5-25), была определена их эффективность в дизельном топливе по температуре помутнения. Температура помутнения ДТ определялась по ГОСТ 5066 – 91 при содержании депрессорных присадок от 0,005% до 1,0%масс. Обнаружено, что при высоких содержаниях присадок – 0,5-1,0%масс. присадки заметно повышают температуру помутнения ДТ от –5оС до +23  +39оС. И только при их содержании 0,01 – 0,05%масс. они удовлетворяют требованиям по температуре помутнения для зимних дизельных топлив.По совокупности данных по температуре застывания и температуре помутнения ДТ для получения зимних марок дизельных топлив могут быть рекомендованы присадки, полученные при мольном соотношении исходных реагентов СК:ПЭПА:ФА = 2,3:1,0:(0,5÷7,5) при содержании их (присадок) 0,1%масс. Присадка полученная при мольном соотношении СК:ПЭПА:ФА = 2,3:1,0:7,5 может быть рекомендована и при ее содержании 0,05%масс. Научный руководитель: Агаев С.Г., зав. кафедрой ТНХС, д.т.н.,профессор. Яковлев Н.С., Половникова А.И. Эффективность амидополиформальдегидных депрессорных присадок в дизельном топливе Сургутского зск. Для снижения температуры застывания дизельных топлив предложены многие низкомолекулярные и полимерные органические соединения. В то же время производство лучших депрессорных присадок – сополимеров этилена и винилацетата из-за сложной технологии в России не организовано. Высокой эффективностью и относительно простой технологией характеризуются поликонденсационные депрессорные присадки, которые, к сожалению, не обеспечены сырьем. Настоящая работа посвящена синтезу амидополиформальдегидных поликонденсационных депрессорных присадок на основе отечественного сырья. Синтез депрессорных присадок проводился в две стадии конденсацией стеариновой кислоты (СК) и полиэтиленполиаминов (ПЭПА). Полученные амиды стеариновой кислоты дополнительно подвергали конденсации с формальдегидом (ФА) при мольном соотношении исходных реагентов СК:ПЭПА:ФА = (2,3–3,0):1,0:(0,5–25) соответственно. Использовали техническую стеариновую кислоту, полиэтиленполиамины и формалин. На первой стадии конденсацией стеариновой кислоты и полиэтиленполиаминов получали амиды различной степени замещения. На второй стадии амиды подвергали формальдегидной конденсации. Эффективность синтезированных депрессорных присадок (ДП) проверяли в летнем дизельном топливе (ДТ) Сургутского завода по стабилизации конденсата при содержании ДП 0,005 – 1,0%масс. Дизельное топливо имело следующие характеристики: температура застывания минус 19ºС, температура помутнения минус 12ºС, плотность при 20ºС 826 кг/м3, вязкость при 20ºС 3,5мм2/с. Температуру застывания ДТ определяли по ГОСТ 20287-91 при введении в него депрессорных присадок. Полученные данные показывают, что амидополиформальдегидные депрессорные присадки эффективнее амидов СК и ПЭПА. При содержании амидов СК и ПЭПА 0,5 – 1,0%масс. максимальный эффект депрессии застывания достигает 4оС, а максимальный эффект понижения температуры застывания при таком же содержании предлагаемых присадок достигает 7-9оС. Положительный эффект достигается при содержании амидополиформальдегидных присадок 0,01-1,0%масс. во всем интервале мольных соотношений, т.е. при мольном соотношении СК:ПЭПА:ФА = (2,3-3,0):1,0:(0,5-25). При содержании амидополиформальдегидных присадок 0,01-0,05%масс. положительный эффект по температуре застывания достигается в более узком интервале соотношений исходных реагентов, т.е. при мольном соотношении СК:ПЭПА:ФА = (2,3-3,0):1,0:(5-7,5). Эффект составляет от 6 до 7оС. Таким образом, введение дополнительной стадии формальдегидной конденсации оправдано, и позволяет, очевидно, повысить молекулярную массу депрессорных присадок и оптимизировать их гидрофильно-липофильный баланс. Для серии амидополиформальдегидных ДП, полученных при мольном соотношении СК:ПЭПА:ФА=2,27:1,0:(0,5-25), была определена их эффективность в дизельном топливе по температуре помутнения. Температура помутнения ДТ определялась по ГОСТ 5066 – 91 при содержании депрессорных присадок от 0,005% до 1,0%масс. Обнаружено, что при высоких содержаниях присадок – 0,5-1,0%масс. присадки заметно повышают температуру помутнения ДТ от –12оС до +15 +37оС. И только при их содержании 0,01 – 0,05%масс. они удовлетворяют требованиям по температуре помутнения для зимних дизельных топлив.По совокупности данных по температуре застывания и температуре помутнения ДТ для получения зимних марок дизельных топлив могут быть рекомендованы присадки, полученные при мольном соотношении исходных реагентов СК:ПЭПА:ФА= 2,3:1,0:(5÷7,5) при содержании их (присадок) 0,01-0,05%масс. Научный руководитель: Агаев С.Г., зав. кафедрой ТНХС, д.т.н., профессор. Ленских Ю.В., Гребнев А.Н. Моделирование процесса образования парафиновых отложений нефти на холодном металлическом стержне. Большинство данных, относящихся к процессу парафинизации, основано на наблюдениях систем добычи, сбора и транспорта нефти. Экспериментальные данные по процессу образования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО), полученные на лабораторных установках немногочисленны и противоречивы. В работе представлены данные по моделированию процесса парафинизации оборудования в условиях добычи и транспорта нефти. Изучено влияние природы твердых углеводородов, их содержания в модели нефти, температурных условий и времени осаждения на процесс парафинизации холодных металлических поверхностей. Использовали лабораторную установку, разработанную в Тюменском государственном нефтегазовом университете. Установка работает по методу холодного стержня, отличается простотой и обеспечивает быстрое проведение опытов, их воспроизводимость и избирательность осаждения парафиновых углеводородов. В качестве модели нефти использовали раствор в н-гексане церезина и высокоплавких парафиновых отложений (ПО), отобранных на Верхне-Салатском нефтяном месторождении Томской области. В качестве горячего теплоносителя использовали воду при ее температуре кипения, в качестве холодного теплоносителя – этиловый спирт с температурой внутри холодного стержня от минус 15 до плюс 5оС. Такое сочетание растворителя – гексана и теплоносителей обеспечивает кипение модели нефти в рабочем пространстве. Массовое соотношение «горячий» теплоноситель:рабочая смесь с учетом конструктивных возможностей лабораторной установки принято равным 2,5:1. Содержание твердых углеводородов в н-гексане варьировали в пределах от 2,5 до 30%масс. Оценку парафинизации холодного стержня проводили по удельному выходу осадка Gуд, который представлял собой выход осадка в граммах, отнесенный к единице смачиваемой поверхности холодного стержня в единицу времени [г/(м2*ч)]. Показано, что выход ПО определяется природой твердых углеводородов. Выход вторичных ПО из систем нативных парафиновых отложений (НПО) в н-гексане значительно выше, чем выход ПО из аналогичных систем церезина в н-гексане. Причем, рост выхода ПО в первом случае происходит более интенсивно. Для выяснения селективности парафинообразования на холодном стержне для некоторых из полученных осадков определены их температуры плавления по Жукову. Данные показывают, что температура плавления ПО, полученных при парафинизации как из систем церезина, так и из систем НПО заметно выше, чем температура исходных церезина и НПО. Температура плавления осадков приближается к температуре плавления твердых углеводородов, образовавших комплекс с карбамидом. Преимущественно осаждаются более высокоплавкие твердые углеводороды с длинными алифатическими радикалами - н-парафиновые, парафино-нафтеновые и алкилароматические углеводороды. Присутствие алкилароматических углеводородов с длинными алифатическими радикалами в отложениях доказано совместным использованием карбамидной депарафинизации и жидкостной хроматографии на силикагеле. Таким образом, при прочих равных условиях выход парафиновых отложений определяется природой твердых углеводородов. Преимущественно осаждаются высокоплавкие, высокомолекулярные твердые углеводороды и твердые углеводороды с высоким содержанием углеводородов образовавших комплекс с карбамидом. Показано, что интенсивность образования ПО значительно возрастает с увеличением содержания твердых углеводородов в нефти, с увеличением времени эксплуатации оборудования и мало зависит от температуры поверхности оборудования. Научный руководитель: Агаев С.Г., зав. кафедрой ТНХС, д.т.н., профессор. Панкратов А.В. Структурообразование в системах твердых ароматических углеводородов. При добыче, транспортировке и переработке высокозастывающих нефтей возникают проблемы, связанные с потерей их подвижности. Основная причина этого – структурное застывание, обусловленное присутствием в нефтепродуктах кристаллизующихся твердых углеводородов. К их числу можно отнести парафины н- и изо-строения, нафтеновые, ароматические и нафтеноароматические углеводороды с длинными парафиновыми цепями, а также гетероорганические соединения. Достаточно хорошо изучен механизм застывания нефтей и нефтепродуктов, обусловленный присутствием в их составе парафинов и парафино-нафтеновых углеводородов. Однако, практически полностью отсутствуют данные о роли твердых ароматических соединений в структурном застывании нефтей. В данной работе с целью выяснения механизма застывания нефтепродуктов изучены фазовые и структурные переходы в модельных системах твердых ароматических углеводородов в дистиллятном масле по методике, разработанной в лаборатории кафедры ТНХС под руководством проф. В.Г.Агаева. Для сравнения провели аналогичные исследования в системах, содержащих твердые парафиновые углеводороды. В качестве твердых ароматических углеводородов использовали нафталин (Н), фенантрен (Ф) и антрацен (А); твердыми парафиновыми углеводородами служили парафин (П) и церезин (Ц); в качестве дисперсионной среды использовали дистиллятное масло 4-й фракции (М). Структурообразование в исследуемых системах и их застывание изучали анализируя зависимости температур застывания ( t з ) и температур помутнения ( t п ) от концентрации твердой фазы. Анализ полученных результатов показал ,что процессы структурообразования в системах, содержащих твердые ароматические углеводороды значительно отличаются от аналогичных процессов для систем парафин (церезин) – масло. Кроме того, отмечены значительные различия и между системами, содержащими различные ароматические углеводороды. Среди ароматических углеводородов наиболее близкими к парафинам по характеру зависимостей t з и t п от концентрации твердой фазы оказались антраценсодержащие системы, однако характер зависимостей указывает на слабое структурообразование в данной системе. А именно, вводимый в систему антрацен, несмотря на высокую температуру плавления, не оказывает влияние на температуру застывания систем в области концентраций антрацена до 8% масс. Отличием систем Н-М и Ф-М является наличие достаточно широкой области полной растворимости твердых углеводородов в масле – вплоть до концентраций Н и Ф до 6,5 -9 % масс. Отличия в характере структурообразования данных систем потребовали разработки скорректированной методики изучения фазовых переходов, по сравнению с методикой изучения парафинсодержащих систем. По результатам исследований сделаны следующие выводы: -твердые ароматические углеводороды характеризуются низкой способностью к структурообразованию, вследствие чего потеря подвижности систем, содержащих данные углеводороды, смещена в область более высокого их содержания в системах; - механизм кристаллизации ароматических углеводородов ряда антрацена имеет много общего с процессами кристаллизации твердых парафинов; - фенантрен- и нафталинсодержащие системы характеризуются замедленной кристаллизацией и наличием достаточно широкой области полной растворимости; -пониженная способность к структурированию церезинсодержащих систем по сравнению с парафинсодержащими связана, очевидно, с присутствием в церезинах ароматических углеводородов. Научный руководитель: Таранова Л.В., доцент кафедры ТНХС, к.т.н., доцент. Воросин А.О. Модернизация конструкции гаечного ключа. На предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности встречаются разъёмные и неразъёмные соединения. При использовании разъёмных соединений крепление элементов аппаратов и трубопроводов чаще всего осуществляется при помощи фланцевых соединений. При проведении ремонтных работ сталкиваются с проблемой, заключающейся в том, что разборка и сборка фланцевых соединений трубопроводной арматуры, а также фланцев штуцеров аппаратов занимает много времени. Это приводит к такому негативному моменту как потеря времени («застой работы»), когда рабочие не успевают справиться с большим объемом работы. Основные рабочие моменты для обслуживающего персонала при подготовке к ремонту или ревизии - это проверка состояния трубопроводной арматуры и теплообменников; при этом элементы аппаратов и трубопроводов соединены между собой фланцевыми соединениями. Работа персонала осложняется также в связи с большим количеством соединений и их труднодоступностью, а также в связи с коррозией крепежных элементов. Почти все соединения в теплообменном оборудовании, трубопроводной арматуре являются труднодоступными, поэтому целесообразно использовать ключи с повышенной манёвренностью. В нефте- и газоперерабатывающей и нефтехимической промышленности для разборки фланцевых соединений чаще всего используют две разновидности ключей - ключ с открытым зевом (наиболее часто) и ключ с «трещоткой». Учитывая недостатки конструкции обычных гаечных ключей, что в итоге сказывается на продолжительности проведения ремонтных работ, я предлагаю дополнить конструкцию обычного гаечного ключа путём совмещения в одном ключе «трещотки» (поворотного механизма) и рожкообразной насадки. Это приведёт к уменьшению времени сборки и разборки фланцевых соединений и к сокращению продолжительности ремонтных работ. Усовершенствовать насадки ключей с «трещоткой» предлагаю, используя насадки условно названные «рожки - кольцо», при использовании которых уменьшается время разборки/сборки оборудования, за счёт увеличенной манёвренности ключа. Опытный образец усовершенствованного ключа был изготовлен путем сварки обычной насадки с рожками и опробован на предприятии РВУ-2. Результаты испытаний показали, что использование нового ключа Оказалось что за одно и тоже время, работая разработанным ключом с насадкой «рожки-кольцо», можно увеличить скорость операции на 75%. Иными словами, за один 8-ми часовой рабочий день один рабочий работая обычным гаечным ключом может разобрать 48 фланцевых соединений, при использовании ключа с насадкой «рожки-кольцо» число соединений увеличивается до 60. При использовании ключа с насадкой можно сэкономить 2000 рублей в месяц в расчете на одного слесаря. Таким образом, в настоящей работе разработана конструкция усовершенствованного ключа с насадкой «рожки-кольцо», позволяющая сократить сроки проведения ремонтных работ за счёт увеличения маневренности ключа. Изготовлен опытный образец ключа с насадкой и проведено сравнение предлагаемого ключа с традиционно используемым, которое показало возможность сокращения времени проведения операции сборки-разборки фланцевого соединения на 75%.. Показано также, что использование усовершенствованного ключа позволит получить экономический эффект, за счёт экономии по заработной плате и за счёт сокращения сроков проведения ремонта. Научный руководитель: Таранова Л.В., доцент кафедры ТНХС, к.т.н., доцент. Гультяев С.В., Дейнего А.А. Частичная депарафинизация дизельных топлив в постоянном электрическом поле. Потребность в зимних сортах дизельных топлив (ДТ) покрывается не более чем на 40%. В этой связи существует необходимость в расширении их производства. Как правило, зимние сорта ДТ получают с использованием карбамидной депарафинизации и депарафинизации на цеолитах. В результате из дизельных топлив удаляются не только относительно высокоплавкие, но и относительно низкоплавкие н-парафиновые углеводороды. Это приводит к сокращению ресурсов дизельных топлив и заметному снижению их цетановых чисел. Предложен способ частичной депарафинизации дизельных топлив в постоянном электрическом поле в присутствии сложноэфирной депрессорной присадки с условным шифром ДП-19/9ПЭ, представляющей собой продукт конденсации высших жирных спиртов, пиромеллитового диангидрида и этиленгликоля в мольном соотношении 2,0:1,0:2,0 соответственно. Содержание присадки варьировали в интервале концентраций 0,01-1,0%масс. В качестве исходных нефтепродуктов использовались летние дизельные топлива и их компоненты с различными физико-химическими показателями. Электродепарафинизацию проводили в системе коаксиальных электродов, при температурах, предположительно позволяющих получать из топлив и нефтепродуктов зимние ДТ с депрессорными присадками в соответствии с требованиями ТУ 38.101889-00 и ТУ 38.401-58-36-01. Присадка сообщала образовавшимся при температуре депарафинизации кристаллам парафиновых углеводородов тот или иной электрокинетический потенциал. При напряженности электрического поля 10000В/см происходило разделение нефтепродукта на парафиновые углеводороды, образующие плотный осадок на электродах, и частично депарафинированное дизельное топливо в межэлектродном пространстве. Время электрообработки 60 мин. Эффективность процесса депарафинизации нефтепродуктов оценивали по выходу, депрессии температуры застывания и помутнения депарафинированного дизельного топлива (ДДТ). Показано, что дизельные топлива в присутствии присадки ДП-19/9ЭП способны к депарафинизации в принятых условиях. При увеличении содержания присадки в ДТ выход ДДТ вначале возрастает. При превышении некоторого содержания присадки в исходном ДТ выход ДДТ уменьшается. Это связывается с адсорбционным насыщением поверхности кристаллов парафинов молекулами присадки и переходом ее избыточного количества в раствор. Электрокинетический потенциал частиц парафина при этом снижается. Выход ДДТ в значительной степени зависит от фракционного состава исходных нефтепродуктов: с облегчением фракционного состава исходного ДТ, с понижением исходных температуры застывания и помутнения выход ДДТ увеличивается. На примере летнего ДТ Омского нефтеперерабатывающего завода показано, что при содержании присадки в исходном дизельном топливе 0,05% масс. выход депарафинированного дизельного топлива составляет 91,2%, температура застывания минус 30С, а температура помутнения – минус 15С. Для получения зимнего дизельного топлива ДЗп (ТУ 38.101889-00) требуется температура застывания всего минус 25С, температура помутнения – минус 5С, а предельная температура фильтруемости – минус 15С. С большой долей вероятности при температуре помутнения минус 15С частично депарафинированное дизельное топливо должно отвечать требованиям по предельной температуре фильтруемости. Научный руководитель: Агаев С.Г., зав. кафедрой ТНХС, д.т.н., профессор. Шабалин И.И., Землянский Е.О. Ингибирование парафинизации нефтепромыслового оборудования с использованием депрессорных присадок. В процессе эксплуатации нефтепромыслового оборудования на месторождениях высокопарафинистых нефтей происходит парафинизация систем сбора и перекачки нефти. Одним из способов борьбы с отложениями парафинов на стенках оборудования является применение депрессорных присадок (ДП). Работа посвящена изучению ингибирующей способности различных ДП в модели нефти (10%ый раствор церезина в гексане). За основу лабораторной установки, моделирующей процесс образования парафиновых отложений (ПО), выбран метод «холодного стержня», модифицированный на кафедре ТНХС ТюмГНГУ. Оценку степени ингибирования ПО проводили при следующих параметрах работы установки: температура внешнего теплоносителя - 100оС, температура холодного теплоносителя - 0оС, температурный градиент в рабочем пространстве установки при принятых размерах и принятых температурах теплоносителей - 12,5оС/мм, время осаждения - 60мин. При принятых параметрах работы установки в ее рабочем пространстве обеспечивается кипение модели нефти, а, следовательно, диффузия церезиновых углеводородов к поверхности холодного металлического стержня. Массовое соотношение «горячий» теплоноситель:рабочая смесь было принято равным 2,5:1. В качестве ингибиторов ПО использовались отечественные присадки ТюмИИ-77 и ДП-65, разработанные в Тюменском государственном нефтегазовом университете, а также СНПХ-4002; зарубежные присадки - Visco-5351, Flexoil WM-1470 и Sepaflux-3153. В качестве ингибиторов ПО изучались также полиэтиленовые воски ВПЭА и ВПЭН. Степень ингибирования ПО оценивали по формуле  Здесь  - масса ПО в «г», образовавшихся на металлическом стержне в отсутствии присадки;  - то же самое в присутствии присадки. Полученные результаты представлены в табл.1.Таблица 1 Ингибирование парафинизации нефтепромыслового оборудования
Анализ полученных данных показывает, что присадки Sepaflux-3153, ТюмИИ-77 и ДП-65 с увеличением их содержания увеличивают свою ингибирующую способность. Причем присадка Sepaflux-3153 при концентрации 0,5%масс. имеет максимальный эффект – 93,4%. Воски ВПЭА и ВПЭН характеризуются малыми или отрицательными эффектами, т.е. способствуют процессу парафинизации. Присадка Flexoil WM-1470 эффективна только в узком интервале концентраций, близких к 0,01%. Наиболее эффективной в качестве ингибитора парафинизации в интервале концентраций от 0,01 до 0,05 является присадка Visco-5351, которая и может быть рекомендована для промышленного использования. Научный руководитель: Агаев В.Г., зав.кафедрой ТНХС, д.т.н., профессор. Гультяев С.В., Рябова И.А. Депрессорные присадки как активаторы процесса электродепарафнизации. Выпуск сезонных сортов дизельных топлив (ДТ) определяется необходимостью отбора максимального количества дизельного топлива от нефти и его соответствия требованиям ГОСТ по таким низкотемпературным свойствам как температура помутнения, предельная температура фильтруемости и температура застывания. Потребность в низкозастывающих ДТ удовлетворяется только на 40% . Наиболее рациональным способом улучшения низкотемпературных свойств ДТ считается использование депрессорных присадок (ДП). Однако использование ДП, существенно снижая температуру застывания топлив, практически не влияет на температуру помутнения. Известен способ частичной депарафинизации нефтей и полупродуктов масел в постоянном электрическом поле высокого напряжения с удалением наиболее высокоплавкой части твердых углеводородов и с сохранением низкоплавких парафиновых углеводородов. В работе представлены экспериментальные данные по частичной депарафинизации дизельных топлив в постоянном электрическом поле. Использовались дизельные топлива (ДТ) с различными физико-химическими показателями. Депарафинизация дизельных топлив проводилась в присутствии 0,01 – 1,0%масс. сложноэфирных депрессорных присадок ДП-19/9ПЭ, ДП-20ЭПУ, ДП-62 и ДП-65ЭПА. Эффективность процесса депарафинизации нефтепродуктов оценивали по выходу, депрессии температуры застывания и помутнения депарафинированного дизельного топлива (ДДТ). Выяснение связи между знаком электрического заряда в исследованных системах и химической природой вводимых присадок показывает, что при использовании либо чисто полиэфирной присадки (ДП-19/9ПЭ), либо чисто полиамидной присадки (ДП-62) в качестве активаторов твердая фаза имеет положительный заряд. При модификации таких присадок за счет введения в их структуру либо полиуретановых звеньев (присадка ДП-20ЭПУ), либо эфирных функциональных групп (присадка ДП-65ЭПА) приводит к появлению не очень устойчивого отрицательного заряда на кристаллах парафина. С точки зрения эффективности, электродепарафинизация ДТ из систем с положительным зарядом твердой фазы происходит более эффективно, чем из систем с отрицательным электрическим зарядом. В ходе работы было установлено, что с учетом влияния ДП на начальные (до депарафинизации) низкотемпературные свойства ДТ и на знак электрического заряда твердых углеводородов депрессорные присадки можно расположить по их эффективности в качестве активаторов электродепарафинизации в следующий ряд: ДП-19/9ПЭ ДП-20ЭПУ ДП-65ЭПА ДП-62; По совокупности показателей процесса депарафинизации и качества получаемых дизельных топлив рекомендуются для электродепарафинизации нефтепродукты в сочетании с присадками ДП-19/9ПЭ и ДП-20ЭПУ. Для этих систем отмечаются выходы ДДТ не менее 85,5%, что с точки зрения экономической эффективности имеет перспективы. Экономически выгодным для получения зимних ДТ считается процесс гидродепарафинизации с выходом депарафинированного ДТ 75%масс. При получении зимних ДТ за счет облегчения фракционного потери составляют также около 25%. В нашем же случае потери не превышают 14,5%, а в лучшем случае составляют только 2,2%. Научный руководитель: Агаев В.Г., зав.кафедрой ТНХС, д.т.н., профессор. Филимонова Н.С., Землянский Е.О. Фазовые переходы в модельных системах церезина в керосине в присутствии депрессорных присадок. В работе представлены данные по влиянию процессов кристаллизации и растворения твердых углеводородов на эффективность депрессорных присадок в модельных системах церезина в керосине. Показано, что по изменению температуры растворения модельных систем церезина при содержании присадок 5%масс. относительно температуры растворения этих систем в отсутствии присадок  можно выделить две группы присадок. Присадки ТюмИИ-77, Visco-5351 и Flexoil WM-1470 изменяют незначительно. Присадки ДП-65, Sepaflux-3153, ВПЭА и ВПЭН значительно повышают температуру растворения модельной системы (59ºС).Температура помутнения модельных систем церезина (температура начала кристаллизации) в присутствии присадок ТюмИИ-77, Visco-5351, Flexoil WM-1470 и ВПЭА практически не изменяется. В присутствии присадок ДП-65 и Sepaflux-3153 обнаруживается эффект понижения температуры помутнения  . Особенно значительная депрессия температуры помутнения наблюдается в присутствии присадки ДП-65. Таким образом, по этому показателю депрессорные присадки также можно подразделять на две группы.По изменению температуры застывания модельных систем церезина при содержании присадок 5%масс. относительно температуры застывания этих систем в отсутствии присадок  можно выделить также две группы присадок. Присадки Visco-5351 и Flexoil WM-1470 заметно понижают исходную температура застывания – на 3-5ºС, а остальные присадки, напротив, заметно повышают температуру застывания исходной модельной системы церезина – на 10-20ºС. Показатель хорошо согласуется с показателем . Присадки, повышающие температуру растворения модельных систем одновременно повышают и их температуры застывания. Исключением является система церезина в присутствии присадки ТюмИИ-77. Для этой системы имеет наименьшее значение, а значение несколько превышает значения для присадок Visco-5351, Flexoil WM-1470. Повышение температуры застывания и растворения исходной модельной системы, очевидно, может быть связано с двумя причинами – высокой температурой плавления самих присадок и их высокой молекулярной массой.Эффективность ДП оценивали по максимальной депрессии температуры застывания и минимальному расходу присадок при приемлемой депрессии температуры застывания парафинсодержащих нефтяных систем. Для выбранной модельной системы церезина наиболее эффективными ДП по депрессии температуры застывания являются присадки Visco-5351, Flexoil WM-1470, Sepaflux-3153 и ТюмИИ-77. Максимальный эффект депрессии температуры застывания для модельной системы наблюдается в присутствии присадки Visco-5351 - 36ºС. Высокая депрессия температуры застывания 19ºС отмечается и для присадки ТюмИИ-77. По совокупности приемлемого эффекта депрессии температуры застывания и расходу можно выделить присадки Visco-5351, Flexoil WM-1470. Установлена взаимосвязь эффективности депрессорных присадок в модельной системе и показателями фазовых переходов – температурами помутнения и растворения систем. Научный руководитель: Агаев В.Г., зав.кафедрой ТНХС, д.т.н., профессор. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(бурильной колонны) при вращении ее ротором.Похожие:
 |
Новые технологии нефтегазовому региону Новые технологии – нефтегазовому региону [Текст] : материалы Всероссийской научно-технической конференции. Т. 3; под ред. Д. А. Бабичева.... |
 |
Новые технологии нефтегазовому региону Новые технологии – нефтегазовому региону [Текст] : материалы Всероссийской научно-практической конференции. Т. 2; под ред. В. И.... |
|
Vii международная научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых учёных В сборнике представлены статьи участников VII международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых... |
|
Материалы международной научно-практической конференции студентов,... Шаг в будущее: теоретические и прикладные исследования современной науки: Материалы международной научно-практической конференции... |
|
Молодежь: гуманитарные стратегии преодоления социальных рисков Материалы... Молодежь: гуманитарные стратегии преодоления социальных рисков [Текст] : материалы всероссийской научно-практической конференции... |
|
Актуальные проблемы инновационного развития агропромышленного комплекса... Материалы третьей всероссийской научной конференции студентов и молодых ученых. С международным участием. 23-24 апреля 2009 г./сост.... |
|
Развития материалы Всероссийской научно-практической конференции,... Модернизация экономики регионов России: проблемы: ориентиры и факторы развития : материалы Всероссийской научно-практической конференции... |
|
К: проблемы и перспективы материалы II всероссийской научно-практической... Всероссийской научно-практической конфереции молодых ученых и аспирантов «Молодежная наука и апк: проблемы и перспективы» |
|
Том I тюмень Тюмгнгу 2010 Снг [Текст] : материалы Международной научно-практической конференции. Т. I. Тюмень : Тюмгнгу. 2010 256 с |
|
Тики материалы II всероссийской научно-практической конференции молодых... Научный редактор Колесова И. В., канд эконом наук, доц., Севастопольский государственный университет |
|
«современные концепции экономической теории и практики: новые пути исследований и развития» Международная научно-практическая конференция для студентов, аспирантов и молодых ученых |
|
Программа международной научно-практической конференции «Менеджмент... Открытие Международной научно-практической конференции «Менеджмент качества, транспортная и информационная безопасность, информационные... |
|
Ix всероссийская научная конференция молодых ученых «наука. Технологии. Инновации» Новосибирский государственный технический университет приглашает принять участие в работе IX всероссийской научной конференции молодых... |
|
Санкт-Петербург 27-28 мая 2013 года Санкт-Петербург 2013 Материалы VI молодёжной международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных 27-28 мая 2013 года,... |
|
Томский научный центр гу нии онкологии Сборник материалов II региональной конференции молодых ученых им. Академика рамн н. В. Васильева |
|
Ационного развития материалы VII международной научно-практической... Российской Федерации, д-ра экон наук, проф. В. В. М а с л е н н и к о в а, канд психол наук, доц. В. О. М и д о в о й, д-ра экон... |