WWW.OS.X-PDF.RU
БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Научные публикации
 


Pages:   || 2 | 3 |

«ОБОСНОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ ...»

-- [ Страница 1 ] --

Министерство образования и наук

и Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

(ТюмГНГУ)

На правах рукописи

СИДОРОВ ИГОРЬ ВАДИМОВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель кандидат технических наук Коротенко В.А.

Тюмень – 2014

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ВЫСОКОВЯЗКХ НЕФТЕЙ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ

ДОБЫЧИ.

1.1 Анализ ресурсной базы высоковязких нефтей

1.2 Термические технологий разработки месторождений высоковязких нефтей

1.3 Критерий применимости технологии добычи высоковязких нефтей............ 19

1.4 Технология воздействия нагретой водой

1.4.1 Анализ результатов добычи ВВН воздействием горячей водой.............. 27

1.5 Пароциклическое воздействие



1.5.1 Анализ эффективности добычи ВВН с применением пара

1.6 Механизм внутрипластового горения

1.7 Технология парогравитационного воздействия с применением двух горизонтальных скважин

Вывод по разделу 1

2 ОПЫТНО ПРОМЫШЛЕННЫЕ РАБОТЫ И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАТАНГЛИ

2.1 Геологическое строение месторождения и залежей

2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.1.2 Тектоническое строение

2.1.3 Характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов

2.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

2.2.1 Литологическая характеристика пород и фильтрационно-емкостных свойств по керну

2.4 Характеристика текущего состояния разработки месторождения................. 63 Выводы по разделу 2

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ФИЛЬТРАЦИИ И ВЫТЕСНЕНИЯ

ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И РАЗРАБОТКА УТОЧНЕННОЙ МОДЕЛИ

ВЫТЕСНЕНИЯ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОГО ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА........... 72

3.1 Особенности фильтрации высоковязких нефтей

3.2 Особенности вытеснения вязкопластичной нефти водой

3.3 Анализ работ по изоляции водопескопроявлениям на скважинах месторождений «РН-САХАЛИНМОРНЕФТЕГАЗ»

Выводы по разделу 3

4 ОБОСНОВАНИЕ СХЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА

СЕВЕРНОМ УЧАСТКЕ I БЛОКА I ПЛАСТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАТАНГЛИ

4.1 Обоснование численной модели участка залежи месторождения Катангли 90

4.2 Результаты расчета термического воздействия на участке залежи месторождения Катангли

4.3 Обоснование технологий и рабочих агентов воздействия на пласты.......... 101

4.4 Выбор плотности и размещения скважин

4.5 Технологические показатели вариантов разработки

4.6 Результаты пароциклической эксплуатации горизонтальных скважин в условиях строения I блока I пласта месторождения Катангли

4.7 Результаты внедрения технологии площадной циклической закачки пара 114 Выводы по разделу 4

ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования В России месторождения высоковязкой (более 30 мПа·с) нефти (ВВН) расположены в Западно-Сибирской (54 %), Волго-Уральской (26 %) и ТиманоПечорской (17 %) нефтегазоносных провинциях (НГП), ее геологические запасы оцениваются в 7,2 - 11,0 млрд. т.

Добыча ВВН ведется многими нефтяными компаниями, например, ООО «РН – Сахалинморнефтегаз» разрабатывает месторождения о. Сахалин (Катангли, Уйглекуты и др.) на грани рентабельности с 30-х годов прошлого столетия.

Низкая эффективность разработки вызвана малыми начальными дебитами скважин (2-9 т/сут) и их быстрым падением при работе залежи на упругом режиме и сопровождается разрушением прискважинной зоны пластов и выносом песка вследствие слабой сцементированности коллектора. Введение системы поддержания пластового давления (ППД) закачиванием воды не принесло эффекта. Однако, рост мировых цен на углеводороды предопределил интерес недропользователей к поиску технологий рентабельной разработки таких залежей.

Известны методы разработки месторождений ВВН с применением паротеплового воздействия (ПТВ), пароциклической обработки ПЗП, воздействия горячей водой (ВГВ) и внутрипластового горения. Однако они имеют ряд технологических модификаций, требующих обоснования их применения с учетом геолого-физической характеристики конкретных залежей. Мировой практикой разработки месторождений ВВН доказано, что наиболее эффективным методом является паротепловое дренирование рядами горизонтальных скважин (SAGD).

В этой связи актуально научное обоснование и совершенствование известных технологий добычи высоковязких нефтей с целью их применения в геолого-физических условиях месторождений о. Сахалин.





Степень разработанности темы исследования Проблемам повышения эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей посвящены труды многих отечественных и зарубежных авторов Антониади Д.Г., Баренбалатт Г.И., Горбунов А.Т., Желтов Ю.В., Мирзаджанзаде А.Х., Кудинов В.И., Коротенко В.А., Сургучев М.Л., Валеев М.Д., Грачев С.И., Закиров С.Н., Джавадян А.А., Mapтос B.H Боксерман А.А., Жданов С.А., Телков А.П., Намиот А.Ю., Комбарну М., Н.К. Байбаков, Бурже Ж.., Сурио П., Burger (J.) Gupta S Zhao L. Sinnokrot (A. A). Существенный вклад в изучение проблемы в России внесли Антониади Д.Г., Кудинов В.И., Закиров С.Н. и др.

Цель работы повышение эффективности выработки запасов залежей высоковязких нефтей в слабоцементированных коллекторах путем разработки технологии площадной циклической закачки пара на основе уточненной модели вытеснения вязкопластичного пластового флюида.

Объект и предмет исследования Объектом исследования является продуктивный пласт, содержащий высоковязкую нефть; предметом – процессы фильтрации и вытеснения высоковязкой нефти.

Основные задачи исследования

1. Анализ геолого-физических особенностей объекта исследования влияющих на выбор эффективной технологии добычи высоковязких нефтей.

2. Обобщение результатов опытно-промышленных работ и анализ разработки месторождения Катангли.

3. Исследование особенностей фильтрации и вытеснения высоковязких нефтей и разработка уточненной модели вытеснения вязкопластичного пластового флюида

4. Исследования влияния разрушения прискважинной зоны пласта на срок выработки запасов.

5. Обоснование оптимального положения горизонтальных скважин и температуры закачки воды при разработке месторождений с высоковязкими нефтями.

6. Промысловая апробация разработанной технологии площадной циклической закачки пара через системы горизонтальных скважин на северном участке I блока I пласта месторождения Катангли.

Научная новизна выполненной работы

1. Получено уравнение пьезопроводности для фильтрации вязкопластичной нефти (ВПН) из решения которого определяется время выработки запасов при закачке холодной воды, позволяющее определить оптимальный темп разработки залежи.

2. Установлено, что при вытеснении ВПН водой гидродинамический фронт вытеснения зависит от начального градиента давления вытесняемой нефти.

3. Для геолого-физических условий месторождений высоковязких нефтей о. Сахалин разработана технология площадной циклической закачки теплоносителя через систему горизонтальных скважин.

Теоретическая значимость работы

1. Изложены элементы теории фильтрации высоковязких нефтей для определения оптимальных режимов эксплуатации скважины и процесс поршневого вытеснения высоковязкой нефти холодной водой при пластовой температуре.

2. Изучены факторы, оказывающие влияние на процесс вытеснения высоковязкой нефти различными агентами (холодная или нагретая вода, пар различной температуры и насыщенности) при разных технических средствах воздействия на пласт (система скважин с горизонтальным окончанием ствола, наклонно-направленные скважины, шахтный способ) и технологических показателях их работы (непрерывное или циклическое воздействие);

3. Проведена модернизация существующих математических моделей вытеснения высоковязкой нефти водой, обеспечивающая получение новых результатов по теме диссертации – описание влияния приведенного радиуса скважины на время продвижения гидродинамического фронта вытеснения;

Практическая значимость работы

1. Разработанная технология термокапилярного дренирования высоковязких нефтей с применением двух горизонтальных скважин с синусоидальным профилем внедрена при разработке I пласта I блока месторождения Катангли, что обеспечило дополнительную добычу нефти по пяти скважинам в размере 3500 тонн, за 4 месяца.

2. Разработанная технология площадной циклической закачки пара утверждена в качестве основного проектного решения для разработки месторождений высоковязкой нефти Уйглекуты и Катангли с программой гидродинамических исследований скважин на основе полученного решения уравнения пьезопроводности ВПН.

Методология и методы исследования Для достижения цели диссертационного исследования в работе использована совокупность методов научного познания – вычислительные эксперименты, промысловые эксперименты; использвоны современные средства гидродинамического моделирования.

Пположения, выносимые на защиту

1. Решение уравнения пьезопроводности для процесса вытеснения ВПН.

2. Обоснование системы разработки залежей ВПН путем площадной циклической закачки теплоносителя.

Степень достоверности и апробация результатов Достоверность научных положений подтверждена сходимостью теоретических и экспериментальных данных, подтвержденной с помощью методов математической статистики. Авторские результаты согласуются с опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации. Выполнен анализ практики разработки месторождений высоковязких нефтей в России и мире, обобщении передового опыта использования горизонтальных скважин при разработке месторождений углеводородов и практике применения тепловых методов воздействия на продуктивные пласты;

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: Международной научно-технической конференции, посвященный 55–летию ТюмГНГУ «Нефть газ Западной Сибири»

(Тюмень, 2011 гг.); научно-технических советах ООО «РН – Сахалинморнефтегаз» (Сахалин, 2010 – 2012 гг.) семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2010 – 2014 гг.).

1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКХ НЕФТЕЙ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ

ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ.

1.1 Анализ ресурсной базы высоковязких нефтей

–  –  –

Нефть плотностью выше 870 кг/м3 относится к тяжелым, вязкость превышающей 30 мПас считается высоковязкой.

По стандарту Американского нефтяного института (API) жидкая углеводородная смесь с плотностью более 934 кг/м3 относится к тяжелым [8]. В США нефть с плотностью 959 кг/м3 отнесли к тяжелой и сняли ограничения на цену при утверждении закона [9], однако были предложения принять более низкие значения (до 904 кг/м3) [10].

В западных нефтедобывающих странах к тяжелым нефтям, как правило, относили нефти с плотностью свыше 904 кг/м3 [11]. Нередко нефти с плотностью 904 - 934 кг/м3 относят к средним по плотности, а к тяжелым — нефти тяжелее 934 кг/м3 [12].

Отличие между высоковязкими нефтями и природными битумами также условна, в связи с чем приводимые различными исследователями оценка ресурсов и запасов таких углеводородов, могут существенно различаться [13].

По данным исследования мировые запасы природных битумов и высоковязких нефтей оцениваются в 0,5 - 1 трл. т [6, 14]. Основные запасы этого углеводородного сырья сконцентрированы в нефтегазоносных районах Канады, Венесуэлы, США, Аргентины, Кувейта, Индонезии, России и ряда других стран.

По данным некоторых исследователей в песчаниках и карбонатных отложениях Канады сконцентрировано 280 - 415 млрд.т природных битумов и ВВН, в Венесуэле 100 - 320 млрд т, в США — 21 - 31 млрд т [2, 6, 14, 15].

По данным [14] ежегодная мировая добыча тяжелой нефти с 1993 по 2001 г.

увеличилась более чем в 2 раза и составила 470,4 млн. м3. В 2001 г. добыча углеводородов этой категории составила 21,1 % от годового мирового производства нефти.

Примерно половина нефтедобывающих стран, наряду с легкими, добывают и тяжелые нефти [16-19]. Объемы добычи нефти в основных нефтедобывающих странах представлены на рисунке 1.1.

Геологические запасы высоковязких нефтей в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП) оценивается около 975,1 млн. т.

Крупнейшие месторождения в Российской Федрерации находится в пермокарбоновой залежи Усинского месторождения с запасами 733,5 млн. т. и 241,6 млн. т. в пределах Ярегского месторождения. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в промышленной разработке находятся только два месторождения: Усинское и Ярегское. По Ярегскому месторождению добыто 21,2 млн. т., а по Усинскому месторождению добыто 48,8 млн. т. Значительная часть запасов залежей высоковязких нефтей в ТПНГП находится в карбонатных коллекторах (Усинского, Тендонского, Тобойского, Западно-Хаседаюсского, им.

Романа Требса, Суборского месторождения).

–  –  –

Северо-Комсомольское месторождение содержит вязкую нефть в объектах ПК1 и ПК18. Нефть данных объектов является вязкой (73 и 51.5 мПа*с), тяжелой (945 и 924 кг/м3).

Пласт ПК1 залегает в среднем на глубине 1000-1100 м, ПК18 – 1700 м. В пределах объектов выделяются несколько залежей, имеющих различные эффективные нефтенасыщенные толщины. Средняя общая толщина в пределах залежей изменяется от 88.3 до 95 м для ПК1, от 35.2 до 39.1 м для объекта ПК18.

Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7.6-10.2 м для ПК1, 2.0-6.2 м для ПК18. Средняя мощность газовой шапки для ПК1 составляет 10.6-11.9 м, для ПК18

– 4.6-5.1 м.

Объекты ПК1 и ПК18 характеризуются сравнительно средними значениями песчанистости (0.66-0.68 для ПК1, 0.62-0.73 для ПК18), высокой расчлененностью (31.6-33.1 для ПК1, 7.7-10.5 для ПК18). Пласт ПК1 представлен в основном рыхлыми песками, слабосцементированными песчаниками с многочисленными прослоями глинистых пород. Пласт ПК18 представлен переслаиванием песчаников, песков, аргиллитов и глин. Коллектор является слабосцементированным с высокой неоднородностью. Средняя проницаемость составляет 250 мД для ПК1, 119 мД для ПК18, Средняя пористость – 32.5% для ПК1, 25.8% для ПК18.

Русское газонефтяное месторождение приурочено к терригенным породам верхней части сеноманских отложений, вытянуто в субмеридиальном направлении, осложнено рядом тектонических нарушений. Продуктивные толщины сеноманских отложений (пласты ПК1-7) залегают на глубине 660-920 м, сложены неоднородными и слабосцементированными песчано-алевролитовыми породами. Основные запасы сосредоточены в объекте ПК1, расположенного на глубине 800-900 м. Нефтяная оторочка имеет контакт на всей площади с подстилающей водой и на 70% – с газовой шапкой. ПК1 представляет собой газонефтяную, массивную, тектонически экранированную залежь., пористость 26проницаемость 1-1700 мД [21] Несмотря на то, что нефть является тяжелой (плотность в пластовых условиях 902 кг/м3), высоковязкой (217 мПа•с – в пластовых условиях, 490 мПа•с

– в поверхностных), она отличается низким содержанием серы (0.31%), парафина (1.09%), смол (10.1%).

На рис. 1.2 представлено распределение по глубине залегания геологических запасов ВВН в РФ.

% Рисунок 1.2 - Распределение по глубине остаточных балансовых запасов промышленных категорий А+В+С1 в РФ.

Большая часть высоковязких нефтей категорий A+B+C1 залегающих на глубинах до 1000 м сосредоточена в республиках Коми и Татарстан, доля которых составляют 9,4 % от общих запасов или 589 млн. т. Высоковязкая нефть, залегающая на глубине от 1000 м до 1500 м доля от общих запасов ВВН промышленных категорий составляет 86 % или 5.4 млрд. т. Они приурочены к месторождениям республик Татарстана, Коми, Удмурти и областей Самарской, Арахангельской и Тюменской. На глубинах свыше 1500 м доля запасов ВВН промышленных категорий составляет 4,5 %, а объем оценивается в 278 млн. т.

1.2 Термические технологий разработки месторождений высоковязкихнефтей

Тепловые (термические) методы – это гидродинамические и термодинамические воздействия на пласта за счет одновременного наложения эффектов просиходит повышение нефтеотдачи. Тепловое воздействие на пластовую среду охватывает все ее компоненты (твердые, жидкие, газообразные), происходит изменение фильтрационных характеристик коллектора, вызваенное ослаблением структурно-механических свойств, улучшением условий для капиллярной пропитки, уменьшением вязкости нефти, увеличением ее подвижности, переходом компонентов нефти в газообразное состояние, улучшением условий смачиваемости вытесняющего агента и, как следствие, увеличении коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи [22 - 26].

Тепловые методы, предусматривающие воздействие на нефтяной пласт, сопровождаются фазовыми переходами, изменениями характеристик коллектора и насыщающих его флюидов, управлять которыми в конкретных геологических условиях – одна из главных задач, стоящих перед широким развитием термических методов добычи нефти [27 - 32].

В настоящее время тепловые методы являются наиболее эффективными при разработке месторождений высоковязких нефтей и являются приоритетными среди других методов. Высоковязкая нефть – ценный энергетический и нефтехимический ресурс, однако разработки её месторождений в настоящее время ослажнена в связи с недостаточным разхвитием рентабельных технологий эксплуатации подобных месторождений [33].

Таким образом, задачи развития термических методов связаны с решением комплекса сложных научных и технических проблем, а также с проектированием и строительством скважин для тепловых методов добычи нефти [34]. Решение этих проблем позволит существенно повысить темпы внедрения тепловых методов, а следовательно, получить значительную эффективность за счет повышения КИН до 55 – 60 %.

Известны методы разработки месторождений ВВН с применением паротеплового воздействия (ПТВ), пароциклической обработкии ПЗП, воздействия горячей водой, паром и внутрипластового горения. Каждый из них имеет ряд технологических модификаций, требующих обоснования его применения в конкретных геолого-физических условиях.

Технологии разработки высоковязких нефтей прошли опытнопромышленную апробацию в Канаде (более 40 лет), Венесуэле (более 60 лет) и США (более 90 лет). В мировой добычи ВВН 95 % добыто скважинным способом и около 5 % карьерным [35]. Накоплен уникальный опыт разработки Ярегского месторождения ВВН на естественном режиме, с применением закачки пара и шахтно-скважинным способом, ежегодная добыча составляет около 0,5 млн. т высоковязкой нефти.

За рубежом в последние годы широко начали применять газовые и микробиологические методы. Разработка месторождений на естественном режиме и с воздействием на пласт приходится более половины добываемых в мире высоковязких нефтей и природных битумов. Максимальная нефтеотдача пласта достигается в пластах с вязкостью нефти 30 - 100 мПа·с.

Другими способами повышения нефтеотдачи, т.е. третичными методами, являются: «...внутрипластовое горение, применение теплоносителей, использование катализаторов окислительных процессов и химических реагентов, закачка углекислого газа и различных растворителей, микробиологическое воздействие, электропрогрев» [36].

На практике широко применялись различные способы теплового воздействия на нефтенасыщенные залежи. В начале развития термических методов увеличения нефтеотдачи много времени посвятили внутрипластовому горению (ВГ) и его модификациям, таким как: прямоточному и противоточному горению, влажному внутрипластовому горению (ВВГ), горению с отраженным фронтом [37]. В настоящее время добыча ВВН с применением ВГ не превышает 0,5 % в мировом объеме добычи ВВН. Основными технологиями добычи ВВН и ПБ являются: пароциклическая обработка скважин (ПЦО), закачка в пласт теплоносителя, площадное паротепловое воздействие (ПТО) и их модификации.

При этом в США в последнее время преобладает площадная закачка пара (ПЗП), а в Венесуэле и других странах мира циклическая закачки пара (ЦЗП). Основной недостаток циклического закачки пара является низкая нефтеотдача по сравнению с площадной закачкой пара. Преимущество ЦЗП является то, что он гораздо экономичен, отличается пониженным коэффициентом паронефтяного отношения и небольшим сроком окупаемости.

В России тепловые методы впервые начали применяться на месторождении Оха в Сахалино-Охотском нефтегазоносном бассейне. С 1962 г. на добывающих скважинах месторождения Оха проводились пароциклические обработки в [38].

Промышленное внедрение тепловых методов и добыча высоковязкой нефти было начато в 1968 г. Полученные результаты свидетельствовали о том, что за короткий срок в пределах выбранного участка проведения опытнопромышленных работ дебиты нефти увеличились в 2 - 3 раза, а нефтеотдача на отдельных участках возросла с 15 до 61 % [39]. В целом по разрабатываемым, с применением теплоносителей, объектам резко возросли отборы, а нефтеотдача повысилась с 14,7 до 26,8 %. По состоянию на 1995 г. за счет тепловых методов здесь было добыто дополнительно 4,9 млн. т нефти [40].



Существенные дополнительные затраты на разбуривание, разработку, добычу и переработку природных битумов и ВВН обусловлены причинами, которые можно разделить на четыре группы Первая группа причин связана с аномально высокой вязкостью природных битумов и ВВН, в десятки, сотни, а порой и в тысячи раз превышающей вязкость мало- и средневязкой нефти, что значительно повышает затраты на следующие технологические операции:

1. Вытеснение ВВН к забою скважин.

2. Подъем добываемой жидкости от забоя до устья, сбор, транспорт от устьев скважин до сборного пункта подготовки. Особенно заметно эти затраты увеличиваются в осенне-зимний период.

3. Первичная подготовка битумных и высоковязких нефтей, включающая сепарацию, деэмульсацию и обессоливание, требует кратного увеличения расхода реагентов и энергии для нагрева с целью снижения вязкости.

4. Транспорт нефти от пункта подготовки до пункта переработки, который особенно затруднен осенью и зимой и связан с необходимостью снижения вязкости путем попутного подогрева или применения других дополнительных дорогостоящих мероприятии.

Вторая группа причин обусловлена повышением стоимости процесса переработки BBН и природных битумов по существующей, общепринятой технологии глубокой переработки нефтяного сырья, в основном, на моторное и реактивное топливо, что в настоящее время является основным ликвидным товаром. Тяжелые и высоковязкие нефти содержат до 60 % и более смол и асфальтенов, имеющих такие «вредные» примеси, как органические соединения кислорода, серы и металлов, что делает весьма дорогой и проблематичной их глубокую переработку на моторное и реактивное топливо. Этим объясняется низкие сортность и цена ВВН и природных битумов на отечественном и мировом рынках [41].

Третья группа причин связана с увеличением затрат на выработку (покупку) электрической и особенно тепловой энергии. Затраты на тепловую энергию весьма существенны, поскольку наиболее рациональным способом разработки месторождений ВВН и природных битумов являются тепловые методы.

Снижение затрат на выработку тепловой и электрической энергии заметно увеличивает эффективность освоения этих месторождений.

Четвертая группа причин связана недостаточным использованием для повышения рентабельности разработки специфических геологических факторов, например малой глубины залегания и последних достижений в области бурения горизонтальных скважин, т.к. снижение затрат на разбуривание месторождений позволит существенно повысить экономическую эффективность разработки.

1.3 Критерий применимости технологии добычи высоковязких нефтей Оценка вклада различных механизмов действия на пласт и пластовую жидкость, влияющих на нефтеотдачу при тепловом воздействии, приведена в табл. 1.11 [42].

Таблица 1.11 – Оценка вклада различных механизмов воздействия на пласт и пластовую жидкость

–  –  –

Повышение температуры нефтеносного пласта влечет за собой уменьшение отношения вязкости нефти к вязкости воде h/е, которое тем заметнее, чем выше вязкость нефти. Такие условия хорошо описываются теорией Бакли—Леверетта. Согласно этой теории, повышение температуры приводит к увеличению коэффициента подвижности и увеличению степени извлечения нефти, даже если остаточная нефтенасыщенность и относительные проницаемости остаются неизменными (что никогда не происходит в реальных условиях [49], [50]).

Уменьшение остаточной нефтенасышенности и изменение относительных фазовых проницаемостей Данные экспериментов [8] наглядно демонстрируют значительное уменьшение остаточной нефтенасыщенности Shr - параметра, зависящего от межфазных свойств коллектора и отношения h/е при росте температуры.

Влияние температуры на поверхностное натяжение на границе раздела фаз изучено плохо, а на отношение h/е - достаточно хорошо [51], [52].

Остаточная нефтенасыщенность Sност = (Т) есть функция перепада температур закачиваемого теплоносителя и холодной или прогретой нефти.

Экспериментами доказано, что КИН возрастает после многократной промывки горячей водой. Увеличение температуры нефти уменьшает отношение динамических вязкостей, увеличвает коэффициент вытеснения и влечет дистиляцию легких фракций [53].

Если не рассматривать h/е в качестве фактора, влияющего на свойства межфазных поверхностей, то существуют только две гипотезы, основанные на законах гидродинамики, объясняющие влияние изменения вязкостей на остаточную нефтенасыщенность.

С одной стороны, в переходном режиме вытеснения нефти водой в масштабе одной поры происходят флуктуации давления на поверхностях раздела между нефтью и водой. Они возникают вследствие каких-либо изменений гидродинамических условий в соседних порах, например, осушения одной из пор. При этом поверхности раздела между нефтью и водой нестационарны, и объем нефти в данной поре может изменяться, причем вязкость жидкостей замедляет подобные колебания. В этом случае считают, что уменьшение вязкости снижает торможение колебаний (увеличивает подвижность нефти) и уменьшает остаточную нефтенасыщенность [54] С другой стороны, при заданных условиях (температуре, давлении, скорости течения воды) и достижении уровня остаточного насыщения в некоторых областях, занятых нефтью, могут существовать внутренние конвективные потоки. Эти перемещения частиц нефти обусловлены увеличением их объема при движении воды вблизи поверхности раздела, что объясняется различием вязкостей каждого компонента системы. Эффект тем заметнее, чем меньше отношение h/е, поэтому происходит снижение остаточной нефтенасыщенности.

Когда порода гидрофильна основным параметром, определяющим межфазное взаимодействие, уменьшающимся при росте температуры, является поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть — вода, значение которого уменьшается. Если же порода гидрофобная то в некоторых случаях при росте температуры нарушается равновесие, что может повлечь за собой увеличение подвижных компонентов нефти, адсорбированных ранее на породе.

В обоих случаях остаточная нефтенасыщенность снижается.

Для фиксированных значений насыщенности относительная проницаемость определяется структурой коллектора. Изменение температуры влечет за собой изменение остаточной нефтенасыщенности. Если учитывать изменения водонасыщенности, возрастающей, как правило, с увеличением температуры, то можно утверждать, что любое изменение теплового баланса системы вызывает изменение кривых относительной проницаемости [55], [56].

Термическое расширение

Коэффициенты термического расширения различных типов нефти тем выше, чем нефть легче. Если считать остаточную нефтенасыщенность постоянной и не зависящей от температуры, то можно оценить влияние свойств нефти на повышение нефтеотдачи пласта вследствие лишь термического расширения. При расчетах [57] было принято, что начальная нефтенасыщенность составляет 0,8. Термическое расширение твердой породы (например, пород, содержащих тонкие трещины) постоянным.

При вытеснении нефти нагретой водой (в отсутствие испарения) каждый из описанных выше факторов оказывает воздействие на процесс. Изменение остаточной нефтенасыщенности и отношения вязкостей приводит к снижению движения фронта воды и происходит увеличение нефтеотдачи до прорыва воды.

Для тяжелой нефти отношение h/е резко падает с ростом температуры, и смачиваемость стенок коллектора более существенно воздействует на вытеснение нефти. Тепловое расширение в этом случае значительно меньше влияет на эффективность процесса, в целом перспективного для нефти подобного типа.

Однако на месторождениях очень вязкой нефти, где порода гидрофобна не возникает квазинепрерывная водяная пленка на поверхности породы, который затрудняет вытеснение нефти, т.е. делает его почти невозможным, если не применить гидравлический разрыв пласта.

1.4.1 Анализ результатов добычи ВВН воздействием горячей водой

Технология гидродинамического воздействия на пласт Оптимизация разработки месторождения Каранжабас осуществлялась с помощью гидродинамического воздействия на пласт, вследствие происходило увеличение технико-экономических показателей эксплуатации скважин и коэффициента извлечения нефти, при упруго-замкнутом режиме и повышения вязкости вытесняющего агента за счет чередующейся закачки порций воды и небольших порций добытой высоковязкой нефти без затрат тепла и капитальных вложений.

Преимуществом данного метода являются:

вытесняющий агент не требовал затрат на изготовление и транспортировку, по физико-химическим свойствам был идентичен пластовой нефти, поэтому в пласте не происходило каких-либо отрицательных процессов, закачиваемая нефть не теряется в пласте (например, за счет адсорбции) и может быть извлечена на поздней стадии разработки [58].

При испытании технологии закачка воды и нефти осуществлялась периодически. В каждом периоде сначала закачивалась вода, а затем нефть.

Объем воды, закачиваемый в течение одного периода, равен объему добываемой жидкости, а объем нефти, закачиваемый вслед за водой в течение одного периода, в 10 раз меньше объема воды. За время разработки опытного участка залежи совершается несколько десятков периодов закачки воды и нефти.

Испытания технологии проводили на опытном участке ГЗУ-18 ПТВ. В состав опытного участка были включены 6 нагнетательных скважин и 28 добывающих. Испытание технологии гидродинамического воздействия на пласт на опытном участке показало высокую технологическую и экономическую эффективность [58].

Для нефтеносных отложений характерны довольно высокие фильтрационно-ёмкостные свойства: пористость порядка 27-29 %, проницаемость 135-351 мД.

Насыщающие пласты нефти являются тяжёлыми (плотность 940-946 кг/м3) и высоковязкими (вязкость 200-300 мПа*с в стандартных условиях).

Начальные геологические запасы нефти достигают 193097 тыс.м3, извлекаемые 78511 тыс. т, коэффициент нефтезвлечения 40,7 %.

Вследствие неглубокого залегания пластов, низкой активности контурных вод и незначительного содержания в нефти растворённого газа месторождение характеризуется невысоким потенциалом пластовой энергии, преимущественный режим работы залежей – гравитационный.

Исходя из геолого-физических свойств месторождения, опыта разработки пробных участков площади и аналогичных ему площадей для месторождения Каражанбас по-прежнему рекомендуется внедрение тепловых методов повышения нефтеотдачи.

Технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт ИДТВ (патент РФ № 1266271, 1984 г., В.И. Кудинов, B.C. Колбиков, Н.В.

Зубов) [51];

Суть технологии заключается в следующем: в циклическом, попеременном закачке в строго расчетных пропорциях в пласт теплоносителя и холодной воды. Формирование волновых тепловых процессов при закачке теплоносителя образовываются на границах создания «эффективной температуры» (Тэф). В случае, если при увеличении температуры не происходит прирост подвижности нефти, то последнюю ее величну можно принять за эффективную температуру. Это необходимо недропользователю для снижения расходов на производство и нагнетание теплоносителя. Каждый пласт и (состав) нефти имеет свою «эффективную температуру».

Понятие «эффективной температуры» необходимо для определения необходимых объемов для закачки теплоносителя и холодной воды. Согласно [59] отношение общих объемов теплоносителя и холодной воды Q(T)/Q(X) для теплового воздействия на участок определяется решением уравнения энергетического баланса, в котором используется средняя температура участка теплового воздействия.

Основное отличие механизма ИДТВ от воздействия горячей водой (ВГВ) или паротеплового воздействия (ПТВ) состоит в том, что активизируются внутрипластовые капиллярные процессы в неоднородных средах при многократном повторе расчетных циклов «теплоноситель - холодная вода». Это позволяет повышать эффективность вытеснения нефти из порово-трещинных пластов, который приводит к увеличению коэффициента извлечения нефти из сложнопостроенного объекта разработки.

Следующее преимущество состоит в ресурсо - и энергосбережении, за счет прогрева пласта до заданной температуры и со снижением капитальных вложений примерно на 25 % и эксплуатационных затрат на 27 %.

«Эффективная температура» определяется по кривой зависимости вязкости пластовой нефти от температуры.

Другое преимущество заключается в том, что в период закачки холодной воды, теплогенерирующие установки возможно использовать на других участках залежи. Тем самым, возрастает темп охвата пласта тепловым воздействием.

Если давление и температура соответствуют точке нахождения на линии насыщения ОС, то вода пребывает одновременно в жидком и парообразном состоянии, пар называется насыщенным, над линией насыщения ОС вода находится в жидком состоянии, ниже линии ОС в виде перегретого пара.

–  –  –

Практический опыт разработки Гремихинского нефтяного месторождения Удмуртии показал, что себестоимость добычи нефти на этом месторождении при использовании технологии ИДТВ за счет дополнительно добываемой нефти ниже, чем при естественном режиме или заводнении, в результате чего стало возможным рентабельное применение теплового метода воздействия на залежь при существующих ценах на нефть. Это очень важно, так как себестоимость нефти в 2 - 2,5 раза выше, чем при заводнении.

Технология теплоциклического воздействия на пласт

Технология комбинированного теплоциклического воздействия (ТЦВП) (патент РФ № 1744998, 1990 г., В.И. Кудинов, B.C. Колбиков) [60]. В мировой практике впервые создан и внедрен единый технологический процесс комплексного теплового воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин. Схема представлена на рисунке 1.6.

Охват пласта вытеснением оказывается неполным при закачке вытесняющего агента в центральную скважину и остаются невыработанные площади по периметру стягивающего ряда добывающих скважин.

В охвате пласта вытеснением в технологии ТЦВП участвуют расположенные по периметру элемента добывающие скважины и центральная нагнетательная скважина, которые используются в качестве нагнетательных или добывающих скважин попеременно в каждом цикле теплового воздействия. Это позволяет достичь охват вытеснением по периметру стягивающего ряда добывающих скважин и обеспечивает значительное увеличение коэффициента извлечения нефти.

Рисунок 1.6 – Схема теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП)

Технология термополимерного воздействия Технология термополимерного воздействия (ТПВ) (патент РФ № 860553, 1979 г., Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов) предусматривает закачку в пласт полиакриламида (ПАА) в виде водного раствора с концентрации 0,05 - 0,1 % (по сухому порошку) нагретого до температуры 90-95 °С [61].

Температура 90-95°С принята с учетом того, что при температуре 100°С наступает деструкция полимерного раствора.

Водный раствор полиакриламида концентрации 0,05 -0,1 % при температуре 18 -20°С (температура воды) имеет вязкость 15-20 мПа·с. Если его подогреть до 95°С и начать закачивать в залежь, то он будет иметь вязкость 1,5

- 2,0 мПа·с, при температуре 95°С поступает в естественную существующую систему трещин в карбонатном трещиновато-поровом коллекторе. Вследствие закачки водного раствора полиакриламида охваченным тепловым воздействием оказывается вся залежь, происходит снижение вязкости нефти и улучшение смачиваемости пористой среды, которая становится гидрофильной (за счет сорбции ПАА). В этой связи, повышается эффективность вытеснения и увеличение подвижности пластовой нефти.

По мере движения в глубь пласта полимерного раствора (пластовая температура Мишкинского месторождения 32°С) фильтрационные сопротивления возрастают, т.е. раствор полимера остывает, вязкость полимерного раствора увеличивается (до 10-15 мПа·с), в связи, с чем увеличивается доля раствора, поступающего в менее проницаемые слои и блоки (матрицы).

Таким образом, по мере прогрева трещиноватого пласта резко возрастает роль капиллярной пропитки блоков, что является важным фактором в увеличении нефтеизвлечения.

Также известны и другие модификации ТПВ:

термополимерное воздействие с добавками полиэлектролита ТПВПЭ (патент РФ № 1716861, 1989 г., В.И. Кудинов. Ю.В. Желтое, Г.Е.

Малофеев и др.);

Совершенствование технологии ТПВ является создании технологии ТПВПЭ. Сущность технологии заключается в том, что более глубокое проникновение полимера в пласт достигается замедлением деструкции полимера, который осуществляется добавлением в полимерный раствор малых количеств химреагента (метацида).

циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие - ЦВПТВ (патент РФ № 2057916, 1993 г., В.И. Кудинов, Ю.В.

Желтов, Г.Е. Малофеев и др.).

Модификацией и дальнейшим развитием технологии ТПВ является циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие (ЦВПТВ).

Эта технология предусматривает поддержание пластовой температуры на первоначальном уровне и чередование в циклическом режиме в строго расчетных объемах закачки в пласт теплоносителя (горячей воды, водяного пара и др.) и холодного раствора полимера.

Технология «Укрупненного элемента»

Технология «Укрепненного элемента» является аналогом метода ТЦВП, отличие состоит в том, что схема размещения скважин теплового воздействия обращенного 13-точечного элемента. Расположение скважины в условиях залежи нефти выгледит так: в центре вокруг кольца добывающих скважин расположена одна нагнетательная скважина, а за кольцом добывающих скважин находятся шесть нагнетательных скважин. С циклическим режимом закачки теплоносителя и отбора продукции переводятся нагнетательные скважины в фонд добывающих скважин. Режимы работы добывающих и нагнетательных скважин, а так же объемы закачки и добычи рассчитываются так же, как в технологии ТЦВП.

Технология теплового воздействии на залежи ВВН без использования паронагнетательных скважин Данная технология является аналогом методов ТЦВП и «Укрупненного Элемента». Отличием от других технологий является то, что центральную нагнетательную скважину переводят в циклический режим работы, т.е.

происходит «добыча продукции - закачка теплоносителя - добыча продукции».

На Гремихинском месторождении каждая созданная технология прошла промысловое испытание, сохраняет лучшие показатели предыдущих технологий и прибавляет свои достоинства по направлению повышения нефтеотдачи, ресурсо- и энергосбережения. Решили проблему по использованию пробуренного фонда добывающих и паронагнетательных скважин.

Технология воздействия на пласт горячей водой в микрозародышевом состоянии Сущность технологии состоит в воздействии на пласт горячей водой в микрозародышевом состоянии, т.е. раствора воды с небольшим количеством газа (азота, воздуха и т.п.). Предварительными исследованиями установлено, что такие системы обладают способностью саморегулируемого перемещения по пласту, что приводит к увеличению охвата и нефтеизвлечения. Вместе с тем экспериментальные исследования показали, что количество тепла, необходимое для нагрева единицы объема микрозародышевого раствора, затрачивается на 20 % меньше, чем при нагреве обычной воды [62].

Полученные результаты экспериментов свидетельствуют о технологическом преимуществе применения смеси горячей воды с азотом в микрозародышевом состоянии по сравнению с нагнетанием только горячей воды с точки зрения снижении остаточной нефтенасыщенности и энергозатрат.

Достоинства закачки горячей воды

1. Простота реализации метода.

2. Сравнительно низкие энергозатраты по сравнению с другими тепловыми методами.

3. Увеличение коэффициента охвата.

4. Стабилизируется фронт вытеснения.

Недостатки горячей воды

1. Энергозатраты для нагрева воды.

2. В процессе закачки происходят потери тепла в окружающую среду.

3. Необходим учет особенностей закачки горячей воды в обустройстве месторождения и конструкции скважины.

1.5 Пароциклическое воздействие

Сухой пар переносит больше тепла, чем вода при температуре, не слишком близкой критической. Для нагнетания в пласт перегретого пара нет никакой необходимости, так как при перегреве на 1 °С приращение энергии составляет 0,1 % при давлении 20 бар и 0,2 % при давлении 100 бар.

Незначительное увеличение энергии не оправдывает решение существующих проблем.

Эксперименты по вытеснению нефти водой, нагретой жидкостью, водяным паром ставились в промысловых условиях. При непрерывном нагнетании теплоносителя (система нагнетательная — добывающая скважины) часть тепловой энергии теряется, а часть тепловой энергии расходуется на увеличение нефтеотдачи.

Тепловая энергия, которая теряется, расходуется на тепловые потери:

- верхние слои грунта, на участке обсадной трубы скважины;

- кровле и подошве нефтяного пласта;

- при повышении температуры нефтяного коллектора.

Использование только одной скважины попеременно в качестве нагнетательной и эксплуатационной значительно снижает отрицательное влияние перечисленных факторов на тепловую эффективность данного метода, позволяя лучше использовать подводимую к месторождению тепловую энергию. Такой метод теплового воздействия называется циклическим.

Рассмотрим основные явления, возникающие при нагнетании в нефтяной пласт водяного пара и нагретой воды.

Условия существования пара

При нагнетании пара возникает паровая фаза, состоящая из паров компонентов двух жидких фаз:

- пара в призабойной зоне пласта, прилегающей к скважине [63] – [64];

- нагретой воды в пласте, насыщенный легкими фракциями нефти, при условиях, близких к условиям испарения. Нагнетанием воды появляется нагретая зона пара с углеводородом, которая не распространяется от скважины вследствие не значительного давления вокруг скважин [65] – [66].

Вследствие чего происходит течение трехфазной смеси в пористой среде.

Трехфазная смесь в пласте может существовать при определенных условиях добычи нефти и после окончания воздействия на пласт, потому что происходит снижение давления в окрестностях скважины.

Испарение и конденсация легких фракций

В зоне существования пара происходит переход легких фракций нефти [67], [68] в газовую фазу. Этот эффект становится заметным только, после прокачки больших объемов пара, так как молекулы легких нефтей переходят в газовую фазу с поверхностей раздела жидкости и пара, вследствие молекулярной диффузии или гидродинамической дисперсии. При термодинамическом равновесии соотношение мольных долей веществ в жидкой и газовой фазах отличается.

Рассматривая тепловой баланс, часто пренебрегают испарением и конденсацией углеводородов в их смеси с водяным паром вследствие их малости, поскольку, с одной стороны, концентрации углеводородов в газообразной фазе незначительны и, с другой — скрытая удельная теплота испарения углеводородов ниже удельной теплоты испарения воды. При необходимости полного описания этих явлений необходимо уточнять влияние породы на тип термодинамических превращений жидкости [69].

При нагнетании пара в области, занятой паром, нефтенасыщение со временем падает и происходит обогащение остаточной нефти тяжелыми фракциями. Область, занятая паром, расширяется, оставляя внутри пласта малое количество нефти. Такой процесс вытеснения иногда сравнивают с «паровым поршнем».

Образование твердых отложений Образование твердого или очень вязкого (с высокой молекулярной массой) углеводородного осадка может произойти вследствие нарушения равновесия извлечения легких углеводородных соединейний нефти под воздействием пара. При пароциклическом воздействии на скважину необходимо этот эффект учитывать [70]. Отложения углеводородов образующейся в ходе закачки пара практически не растворимы ни в легкой нефти и в нефти первоначального состава. Проницаемость среды снижается за счет наличие твердого или очень вязкого углеводородного осадка, так как на одной и той же скважине пароциклическое воздействие неоднократно повторяется.

Учитывая обусловленность приоритета ПТВ перед внутрипластовым горением экономическими, экологическими и контрольно-регулирующими факторами, ПТВ еще долгое время будет играть главенствующую роль среди термических методов как в России, так и в мире. Для применения ПТВ на объектах с высоковязкой нефтью предложен следующий метод [71]. Объект разработки разбуривают рядами скважин, и начинают его эксплуатацию на истощение. ПТОС осуществляется в скважинах нагнетательного ряда при снижении дебита до нижней границы рентабельности. Для определения количества циклов применяют экономические критерии. После чего в скважины нагнетательного ряда закачивается ненагретая вода после создания оторочки пара, и процесс разработки переходит в обычное ПТВ. Данная технология реализована на месторождении Катангли ООО «РоснефтьСахалинморнефтегаз». Эту технологию называют «методов тепловых оторочек» [53]. Когда объект разработки подпирается активной контурной водой нагнетание холодной воды в некоторых случаях может не производиться.

Увеличение зоны охвата и глубины проникновения парогазовой смеси в пласт возможно достичь наличием инертного газа в паре, который позволяет увеличить температуру конденсации. С увеличить количества инертного газа в парогазовой смеси при каждом цикле осуществления ПТОС можно увеличить зону охвата, по сравнению с предыдущим циклом.

Метод пароциклического воздействия на прискважинную зону пласта включает три последовательные фазы, образующие цикл, который может быть повторен.

Фаза нагнетания. Развитие процесса в этой фазе, когда пар нагнетают в область залегания нефтяного пласта.

Фаза ожидания. В течение этой фазы скважина закрыта. Привнесенная тепловая энергия переходит в пласт, пар конденсируется, отдавая свое тепло коллектору и нефти, находящейся в зоне нагнетания. При этом снижается взякость нефти и увеличивается коэффициент подвижности.

Рисунок 1.7 – Схема двух циклов паротеплового воздействия на скважину: 1 - нагнетание пара; 2 - время ожидания; 3 добыча нефти Фаза извлечения нефти.

Уровень добычи нефти после откачки части сконденсировавшейся воды заметно превышает уровень ее добычи до нагнетания пара. В этот период (в отличие от процесса непрерывного вытеснения нефти) все текучие вещества - сначала сконденсировавшаяся вода, а затем нефть - нагреваются по мере приближения к нефтяной скважине. Часть поступившего к месторождению тепла возвращается обратно. Эффективность процесса зависит от существования в этой зоне повышенной температуры, максимум которой достигается в непосредственной близости от скважины, т.е.

в области, где тепловые потери при нагнетании пара наиболее существенны.



Pages:   || 2 | 3 |
Похожие работы:

«Утверждено распоряжением Администрации Суоярвского городского поселения от 25.08.2015 г. № 163 Администрация Суоярвского городского поселения, далее также «Заказчик» Документация об аукционе в электронной форме (далее также «аукцион») об осуществлении закупки (заключении контракта (далее также «контракт»)) на выполнение работ по техническому обслуживанию сетей уличного освещения г. Суоярви, напряжением 0,4 кВ на деревянных и железобетонных опорах (в количестве 630 светильников), расположенных...»

«Ярославский государственный технический университет Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Адрес: 150023, Россия, г. Ярославль, Московский проспект, 88 Телефон: (4852) 44-15-30. Факс: (4852) 44-15-30 E-mail: rector@ystu.ru. Сайт: www.ystu.ru Ректор: Ломов Александр Анатольевич Контактное лицо: Кофанов Евгений Романович, e-mail: kofanover@ystu.ru СТРУКТУРА НАУЧНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ Автомеханический факультет Кафедра автомобильного...»

«ИВАНОВ Баир Станиславович КОНДИЦИОНИРОВАНИЕ ЦИНКСОДЕРЖАЩИХ МЕДНЫХ КОНЦЕНТРАТОВ ОБОГАЩЕНИЯ КОЛЧЕДАННЫХ РУД С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АВТОКЛАВНОГО ОКИСЛИТЕЛЬНОГО ВЫЩЕЛАЧИВАНИЯ Специальность 05.16.02 – Металлургия черных, цветных и редких металлов ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой...»

«ВВЕДЕНИЕ Военная доктрина Республики Армения (далее – Доктрина) представляет собой совокупность официальных концептуальных взглядов, включающих военно-политические, военностратегические, военно-экономические и военнотехнические основы обеспечения военной безопасности Республики Армения. Доктрина определяет военно-политические основы военной безопасности, оборонную стратегию, систему обеспечения военной безопасности Республики Армения и координирует деятельность государственных органов по...»

«ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ ПРЕДПРИЯТИЕ «ПИК» СТО 521000-001СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ 10690827-2015 ОГРАЖДЕНИЯ УДЕРЖИВАЮЩИЕ БОКОВЫЕ ТРОСОВОГО ТИПА ДЛЯ АВТОМОБИЛЕЙ Технические условия Нижний Новгород 2015 г. СТО 521000-001-10690827-2015 Содержание 1. Область применения 2. Нормативные ссылки 3. Основные термины и определения 4. Условные обозначения марки ограждения и конструктивных элементов 4.1 Условные обозначения, применяемые в настоящем стандарте 4.2 Обозначения марки рабочего участка...»

«RU ЦЕНТРАЛЬНЫЕ АГРЕГАТЫ ВЕНТИЛЯЦИИ И КОНДИЦИОНИРОВАНИЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ СЕРИЯ AT4/AT6 AL-KO СЕРИЯ AT4/AT6 Содержание 1. Общие указания к этой инструкции 1.1 Пояснение символов 1.2 Нормы и требования 1.3 Правовая информация 2. Указания по безопасности 2.1 Использование согласно назначению 2.2 Возможные ошибки использования 2.3 Прочие риски 2.4 Поставка 2.5 Хранение и транспортировка 2.6 Обязанности пользователя 2.7 Утилизация 3. Описание продукта 3.1 Декларация о...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Бийский технологический институт (филиал) государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова» В.Н. Хмелев, А.В. Шалунов, К.В. Шалунова, С.Н. Цыганок, Р.В. Барсуков, А.Н. Сливин УЛЬТРАЗВУКОВАЯ КОАГУЛЯЦИЯ АЭРОЗОЛЕЙ МОНОГРАФИЯ Бийск Издательство Алтайского государственного технического университета им. И.И. Ползунова U-sonic.ru – Лаборатория...»

«Монитор технического аналитика 13 ноября 2010 года 16 августа 2009 г. Акции РТС-Стандарт, изм. за неделю* Индекс РТС, дневной. AFLT RX 63.00 +3.98% CHMF RX 372.51 +4.24% FEES RX 0.36 +5.95% GAZP RX 166.53 +2.23% GMKN RX 5,024.06 +0.96% HYDR RX 1.60 +1.71% IUES RM 0.04 -0.91% LKOH RX 1,701.00 -1.25% MAGN RX 26.45 +6.63% MSNG RX 3.19 +3.38% MTSI RX 244.00 +1.38% NLMK RX 97.81 +3.91% NOTK RX 216.00 -1.18% OGKC RX 1.72 +0.94% PLZL RX 1,355.99 -1.78% Фондовый индекс РТС вернулся в район 200-дневной...»

«Отчет Аналитический обзор водного сектора Туркменистана Ашхабад, Туркменистан Настоящий отчет подготовлен г-ном Егором Воловиком, независимым консультантом в области ИУВР. Г-н Воловик посетил Туркменистан с оценочной миссией в период 10-20 ноября 2009 г. Во время миссии ряд технических встреч и консультаций были организованы офисом ПРООН в Туркменистане как с представителями ПРООН, так и основных ведомств и организаций, вовлеченных в процесс управления водными ресурсами. Содержание отчета не...»

«1 Федеральное агентство лесного хозяйства ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «РОСЛЕСИНФОРГ» СЕВЕРО-ЗАПАДНЫЙ ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ ЛЕСОВ (Филиал ФГУП «Рослесинфорг» «Севзаплеспроект») ЛЕСОХОЗЯЙСТВЕННЫЙ РЕГЛАМЕНТ ВСЕВОЛОЖСКОГО ЛЕСНИЧЕСТВА ЛЕНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ КНИГА 2 ПРИЛОЖЕНИЯ Директор филиала С.П. Курышкин Руководитель работ, ведущий инженер М.Ф. Кривцун Санкт-Петербург СОДЕРЖАНИЕ Книга 2 Приложение 1 Перечень законодательных, нормативно-правовых актов,...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «КУЗБАССКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ Т. Ф. ГОРБАЧЕВА»ИНСТИТУТ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ Итоговая работа по энергосбережения и энергоэффективности РЕАЛИЗАЦИЯ МЕРОПРИЯТИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАИЛУЧШИХ ДОСТУПНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ В УЧРЕЖДЕНИИ УПРАВЛЕНИЯ ЗДРАВОХРАННЕНИЯ г.ОСИННИКИ...»

«УДК316 Станиславский Петр Владимирович соискатель кафедры социологии и психологии Южно-Российского государственного политехнического университета имени М.И. Платова Milena.555@mail.ru Pyotr V. Stanislavsky competitor of department of sociology and psychology The southern Russian state polytechnical university of M. I. Platov Milena.555@mail.ru Безопасность молодой семьи в контексте преодоления рисков демографического развития России Safety of a young family in the context of overcoming of risks...»

«ЗАКОН РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН О ВНУТРЕННИХ ВОЙСКАХ МИНИСТЕРСТВА ВНУТРЕННИХ ДЕЛ РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН РАЗДЕЛ II. ПОЛНОМОЧИЯ ОРГАНОВ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ВЛАСТИ, ОРГАНОВ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ ВЛАСТИ НА МЕСТАХ ПО РУКОВОДСТВУ ВНУТРЕННИМИ ВОЙСКАМИ РАЗДЕЛ III. СЛУЖБА ВО ВНУТРЕННИХ ВОЙСКАХ РАЗДЕЛ IV. ОБЯЗАННОСТИ И ПРАВА ВНУТРЕННИХ ВОЙСК РАЗДЕЛ V. ПРИМЕНЕНИЕ ВНУТРЕННИМИ ВОЙСКАМИ ФИЗИЧЕСКОЙ СИЛЫ, СПЕЦИАЛЬНЫХ СРЕДСТВ, ОРУЖИЯ И БОЕВОЙ ТЕХНИКИ РАЗДЕЛ VI. РУКОВОДСТВО ВНУТРЕННИМИ ВОЙСКАМИ РАЗДЕЛ VII. ПРИВЛЕЧЕНИЕ...»

«ВЕСТН. МОСК. УН-ТА. СЕР. 6. ЭКОНОМИКА. 2012. № 2 В.Д. Белоусов1, канд. экон. наук, доцент Самарского государственного технического университета, В.А. Бирюков2, канд. экон. наук, доцент МГУ имени М.В. Ломоносова ПОПЫТКА ОТМЕНЫ ДЕНЕГ В ГОДЫ ВОЕННОГО КОММУНИЗМА В статье рассматривается драматическая страница в истории строительства социализма в отдельно взятой стране — Советской России — в период военного коммунизма. В то время о б щ е й тенденцией экономического развития европейских стран —...»

«Министерство образования Российской Федерации Алтайский государственный технический университет им.И.И.Ползунова НАУКА И МОЛОДЕЖЬ 62-я Всероссийская научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых СЕКЦИЯ ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ Барнаул – 2004 ББК 784.584(2 Рос 537)638.1 62-я Всероссийская научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых Наука и молодежь. Секция «Химические технологии»./ Алт.гос.техн.ун-т им.И.И.Ползунова. – Барнаул: изд-во АлтГТУ, 2004....»



 
2016 www.os.x-pdf.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Научные публикации»

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.