Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Западно сибирской нефти


Структура нефти Западной Сибири — Word Press

Территория залегания энергоресурсов, расположенная в Западной Сибири, является крупнейшей нефтегазоносной провинцией нашей страны. Достаточно сказать, что её доля в начальных суммарных запасах природных ресурсов России составляет 60 процентов.

В этом регионе уже открыто порядка пятисот нефтяных, нефтегазоконденсатных и нефтегазовых месторождений, которые содержат в себе 73 процента всех разведанных на данный момент запасов российской нефти. Открытие по своему уникальных и весьма значительных месторождений на этой территории, а также их интенсивное освоение позволили значительно увеличить объемы добываемой в стране нефти и выйти на лидирующие позиции среди нефтедобывающих стран мира. За неполных тридцать лет в Западной Сибири было получено почти 6 миллиардов тонн сырой нефти, или 45 процентов общей сырьевой добычи нефти в России.

Нефть и газ Сибири. Общее описание региона

Основными запасами этих ресурсов обладает Западная Сибирь. Нефть и газ здесь сосредоточены на огромной территории. Этот крупнейший нефтегазоносный бассейн находится на территории Западно-Сибирской равнины, и раскинулся на такие российские регионы, как Курганская, Тюменская, Томская, Омская и частично Новосибирская, Свердловская и Челябинская области, а также Алтайский и Красноярский край.

Общая площадь этого бассейна составляет примерно 3,5 миллиона квадратных километров.

Высокая нефтегазоносность этой ресурсной провинции объясняется наличием отложений, сформировавшихся в меловом и юрском периодах. Основная часть продуктивных нефтеносных слоев залегает на глубинах от 2-х до 3-х тысяч метров.

Западно-сибирская нефть отличается низкой сернистостью (содержание серы — до 1,1 процента), и низким содержанием парафинов (меньше половины процента). Высокое содержание бензиновых фракций (от 40-ка до 60-ти процентов) объясняет её повышенную летучесть. В настоящее время на этой территории добывается 70 процентов всей отечественной нефти.

Добыча нефти с применением насосного метода в разы превышает фонтанную. В связи с этим возникает такая серьезная проблема российской нефтедобывающей промышленности, как общее старение месторождений, поскольку основную часть добываемого углеводородного сырья получают из старых, давно открытых и разработанных скважин, тогда как объемы добычи с новых промыслов во много раз меньше.

География западно-сибирских месторождений

В Западной Сибири расположены десятки значительных по объемам месторождений.

Самыми известными являются Самотлорское, Стрежевое, Шаим, Усть-Балык и Мегион. Самым богатым нефтяным регионом Западной Сибири и России вообще является Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО).

Его площадь составляет 523,1 тысячи квадратных километров, в нем проживает 1 301 тысяча человек, а его столицей является город Ханты-Мансийск. Здесь добывается две трети всей российской нефти, для чего есть вся необходимая инфраструктура. На территории этого российского региона открыто 273 нефтяных месторождения, 120 из которых активно разрабатываются. 90 процентов всех разведанных запасов углеводородного сырья сосредоточено на 9-ти крупнейших и 77 крупных нефтепромыслах. Многолетняя интенсивная разработка многих из этих месторождений (в том числе на самом большом нефтяном промысле в России — Самотлорском) привела к тому, что они уже сильно выработаны и обводнены (некоторые – на 80- 90 процентов).

Одновременно на целом ряде крупных резервных месторождений (таких, как Красноленинское, Приразломное, Приобское и некоторых других) разработка ведется в режиме ограниченного отбора. Из-за такой выборочной разработки структура разведанных нефтяных запасов на территории ХМАО неотвратимо ухудшается. Несмотря на то, что общий потенциал еще не разведанных энергоресурсов в этом округе — крупнейший в России, улучшение качественных характеристик нефтесырьевой базы не предвидится.

Крупные нефтяные ресурсы сосредоточены также и в другом российском регионе — Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО).

Его площадь составляет 750,3 тысяч квадратных километров, на его территории проживают 465 тысяч человек, а центральным городом является Салехард. Если сравнивать запасы ЯНАО и ХМАО, то в первом регионе их структура намного сложнее, поскольку там преобладают нефти, характеризующиеся высокими показателями вязкости и плотности.

Самыми крупными месторождениями ЯНАО являются Северо-Комсомольское, Русское, Западно-Мессояхское и Тазовское. Всего в этом регионе открыто 129 месторождений нефти, из которых в разработке находятся 26. Разрабатываемые ямало-ненецкие месторождения содержат в себе 42 процента всех разведанных ра данный момент нефтяных запасов страны. С севера территория ЯНАО омывается Карским морем, акватория которого является непосредственным продолжением Западно-Сибирской нефте и газоносной провинции.

Богатейший ресурсный потенциал Карского моря подтверждают данные пробного бурения, которое провели еще в 1989-ом году, которые привели к открытию двух гигантских газовых месторождений – Русановского и Ленинградского. Нет никаких сомнений, что в ближайшем будущем освоение именно ресурсных запасов Карского моря будет обеспечиваться созданной в ЯНАО инфраструктурой.

Третьим по значимости нефтедобывающим центром России в Западной Сибири является Томская область.

Здесь в разработке находятся 18-ть из 84-х разведанных месторождений нефти, самыми крупными из которых являются Первомайское, Советское, Игольско-Таловое и Лугинецкое. Уровень средней выработанности первоначальных запасов всех уже открытых промыслов составляет примерно 30 процентов, а выработанность вышеуказанных крупных месторожденийнаходится на уровне 17,58 процентов.

Стоит сказать, что объем еще не разведанных нефтяных ресурсов этого региона, по оценкам специалистов, сделанных на основании геологического прогноза, больше разведанных примерно в 1,8 раза. Это позволяет сделать вывод о том, что нефтедобыча в Томской области будет продолжаться еще много лет.

Остальные территориальные образования Западной Сибири в региональном балансе ресурсных запасов играют незначительную роль. На территории трех областей (южных районов Томской, в Новосибирской и Омской) обнаружено 16 месторождений с небольшими нефтезапасами, из которых лишь три (Прирахтовское в Омской, Кальчинское в Тюменской и Малоичское в Новосибирской областях) взяты в промышленную или опытную разработку. В цело геологический прогноз развития этой сырьевой базы не является оптимистичным.

Немного истории

Впервые мощный фонтан газа на этой территории ударил из скважины, пробуренной поблизости от посёлка Берёзово еще в 1953 году.

Этот триумф советских добытчиков стимулировал дальнейшие разведочные работы. Одно за другим стали открываться западно-сибирские нефтяные и газовые месторождения. В 1960-ои году открыли первое месторождение — Трёхозёрное, в 1961-ом – Мегионское и Усть–Балыкское, в 1962-ом года – Советское и Западно-Сургутское. Далее открытия продолжились: 1964-ый год ознаменовался открытием Правдинского, 1965-ый год – Мамонтовского и Самотлорского месторождений нефти.

Примерно три десятилетия тому назад Западно-Сибирский регион занял лидирующую позицию по общему объему добычи нефти и газа в нашей стране, и с тех пор удерживает свои позиции в этой отрасли.

На данный момент здесь добывают 66 процентов всей российской нефти (включая газовый конденсат) и 92 процента российского природного газа.

Ежегодное в мире потребляется больше 14-ти миллиардов тонн условного топлива, из которых 35 процентов – это нефтепродукты, а более 25-ти процентов — природный газ. И эта цифра постоянно растет.

Суммарные запасы углеводородного сырья (нефть и газ), сосредоточенные в северной части Западной Сибири, составляют более 25-ти процентов всех мировых запасов этих видов энергоресурсов, что дает возможность Западно-сибирской ресурсной провинции оставаться ведущим добывающим регионом нашей страны еще не один десяток лет. Достаточно сказать, что доля поступлений в доходную часть федерального бюджета Российской Федерации от предприятий западно-сибирского топливно-энергетического комплекса составляет более 40-ка процентов.

Структура нефтяных запасов Западной Сибири

Самым крупным российским нефтяным месторождением является Самотлорское. Его общие запасы оцениваются специалистами в 7,1 миллиарда тонн углеводородного сырья.

Далее список самых крупных отечественных месторождений выглядит так:

  • Приобское месторождение нефти — начальные извлекаемые запасы – более 700 миллионов тонн;
  • Фёдоровское месторождение нефти и газового конденсата – 700 млн. тонн;
  • Мамонтовское — 600 млн. т,;
  • Русское (газо–нефтяное) — 400 млн. т. И так далее.

Крупнейшими газовыми месторождениями (по своим начальным извлекаемым запасам) являются:

  • Уренгойское — 10,2 триллиона кубометров;
  • Ямбургское — 6,1 триллион м 3 ;
  • Бованенковское — 4,4 триллиона метров кубических;
  • Заполярное — 3,5 триллиона;
  • Медвежье — 2,3 триллиона.

На территории этого российского региона большая интенсивность освоения ресурсных запасов, образованных в основном неокомскими отложениями, привели к тому, что выросла доля низкопродуктивных нефтяных и газовых ресурсов, общий объем которых на данный момент оценивается в десятки миллиардов тонн сырья. Учитывая старение разрабатываемых скважин и общее снижение мировых энергетических запасов, а также высокую интенсивность их добычи, освоение таких низкопродуктивных ресурсов (особенно – трудноизвлекаемых) – это объективная необходимость современной российской экономики.

Изменение ресурсной структуры нефтяных и газовых запасов Западно-Сибирского региона следует учитывать в процессе разработки долгосрочной нефтедобывающей стратегии. В настоящее время все специалисты этой отрасли понимают, что дальнейшее развитие невозможно без увеличения объема инвестиций на проведение геологической разведки и на разработку новых месторождений, а также без адекватного качественного изменения сырьевой базы и без разработки и внедрения новых современных технологий нефтедобычи (особенно – при разработке трудноизвлекаемых ресурсных запасов).

moineftandgaz.ru

Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс — Электронная энциклопедия ТПУ

Западно-сибирский нефтегазовый комплекс - один из крупнейших нефтегазодобывающих регионов России, представляющий собой многоотраслевую систему предприятий и организаций различных министерств и ведомств, принимающих непосредственное или опосредованное участие в разведке, добыче, транспортировке и использовании нефти и газа Западной Сибири.

Становление и развитие

Впервые на высокие перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности в начале 30-х гг. указал И.М. Губкин, выдающийся геолог-нефтяник, внесший исключительно огромный вклад и развитие в формирование нефтяной промышленности СССР. Рядом с Губкиным у истоков сибирской нефти стояли сотрудники ТПУ и ТГУ: И.К. Баженов, М.А. Усов, Р.И. Ильин, В.Н. Нехорошев, А.В. Тыжнов, М.К. Коровин.

Михаил Калиникович Коровин – профессор ТИИ (ТПУ), впоследствии ставший Лауреатом Ленинской премии за научное обоснование перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности, свою первую статью «О нефти Западной Сибири» опубликовал еще в 1934г. Однако планомерные нефтегазопоисковые работы в Западной Сибири (опорное бурение, сейсморазведочные работы, бурение поисково-разведочных скважин) начались только в 1948г., а первые месторождения нефти и газа были открыты в 1953-1954гг. [1]

Западно-Сибирский нефтегазодобывающий регион формировался в 1960–1980-е гг., охватывал территории Тюменской и севера Томской областей. Названия нефтегазодобывающего района на протяжении 1960–1980-х гг. менялись, что отражало разные подходы к освоению региона. С момента начала добычи нефти в Томской области и добычи газа в Тюменской (1966 г.), дополнив добычу с 1964 г. нефти в Тюменской области, укрепилось понятие «народнхозяйственный комплекс Западной Сибири» (1966–1977 гг.), близкое к понятию «территориально-производственный комплекс» («нефтегазовая территория»), который включал, кроме нефтяной, газовой отраслей, геологии, и строительный комплекс, и так называемые отрасли обеспечения, а дополнительно к ним лесную, деревообрабатывающую, рыбную, пищевую, сельское хозяйство. С 1977 г. введено понятие «Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс», представляющий более узкое явление («нефтегазовый сектор»), исключивший лесную, деревообрабатывающую, рыбную, пищевую отрасли, сельское хозяйство, последнее применительно к комплексу ограничивалось развитием подсобных хозяйств и совхозов предприятий ЗСНГК.

Начало формирования нового добывающего района относится к 1964 г., когда в соответствии с постановлением Совета министров СССР от 4 декабря 1963 г. началось создание основ нового добывающего района – организация нефтедобывающих предприятий, строительных подразделений, открытие высшего учебного заведения для подготовки кадров, развернулись строительство нефтепровода Шаим-Тюмень и подготовительные работы на газопроводе Игрим-Серов, была проведена пробная эксплуатация нефтяных месторождений.

Развитие Западно-Сибирского нефтегазового комплекса, ставшего третьим по счету в истории нефтяной промышленности страны после Азербайджанско-Грозненского и Урало-Волжского нефтедобывающим и крупнейшим газодобывающим районом страны, в 1960–1980-е гг. находилось под влиянием как внутренних экономических и политических факторов, так и ситуации на международной арене. Его становление, с одной стороны, явилось реализацией государственного курса на развитие производительных сил восточных районов страны, освоение природных ресурсов отдаленных от центра территорий, с другой стороны, было частью политики на увеличение добычи нефти и газа, потребность в которых обусловливалась переходом в мире на новые источники энергии, сокращением потребления угля. Со временем на процесс развития нефтяной и газовой отраслей страны, как и на развитие нового добывающего района, все большее влияние стали оказывать международные факторы, такие как рост мировых цен на нефть, рост потребления нефти в мире, возросший интерес в Европе к нефти и газу, стремление СССР укрепить свои экономические и политические позиции в мире, в том числе и Европе, используя экспорт нефти и газа.

В своем развитии в советский период ЗСНГК прошел два этапа: первый - 1964–1977 гг., второй - 1977–1989 (1990) гг. Первый, отсчитываемый от начала пробной эксплуатации нефтяных месторождений в 1964 г., характеризуется ведущей ролью нефтяной промышленности, основной чертой в развитии которой являлось преобладание фонтанной добычи. Газовая отрасль в рамках этого периода лишь набирала темпы. В 1974 г. нефтяная промышленность Западной Сибири заняла ведущее место в отраслевой системе, в 1977 г. газовая достигла такого же значения в системе газовой отрасли страны.

Важным рубежом в развитии ЗСНГК явился 1977 г., который завершил предыдущий этап и положил начало следующему (второму), в течение которого роль и значение добывающих отраслей в рамках добывающего района стали сближаться. В нефтяной отрасли начался переход к механизированной добыче, проявилась тенденция снижения приростов добычи нефти в регионе, что повлекло затруднение с выполнением планов добычи нефти в СССР. В это же время газовая промышленность неуклонно наращивала объемы добычи, что позволило СССР в 1984 г. выйти на первое место в мире по объемам добычи газа. Завершением второго этапа в развитии ЗСНГК в рамках советской эпохи нам представляется возможным считать 1989 г. – год, когда были ликвидированы важнейшие управленческие структуры ЗСНГК (Главтюменгеология, Тюменгазпром; ведущее предприятие нефтяной отрасли Тюменской области – Главтюменнефтегаз – был ликвидирован в 1990 г.), производственные объединения обре- ли самостоятельность, стали создаваться совместны предприятия, укреплялись элементы рыночной экономики, одновременно снижались объемы добычи, что прежде всего коснулось нефтяной отрасли. Остро проявилась в 1989–1990 гг. социальная нестабильность в отраслях нефтетегазового комплекса. Стали свертываться многие строительные программы.

В период 1960–1980-х гг. не было выработано еди ного программного документа по развитию ЗСНГК. Нефтегазодобывающий район развивался при постановке задач в партийно-правительственных и правительственных документах по проблемам ЗСНГК. Вопрос о разработке долгосрочной комплексной программы развития народно-хозяйственного комплекса Западной Сибири, Западно-Сибирского нефтегазового комплекса постоянно стоял на повестке дня. Самыми важными этапами на пути формирования стратегических подходов к развитию ЗСНГК стали: конференция по проблемам развития производительных сил Западной Сибири, состоявшаяся в г. Тюмени в 1969 г., и составление долгосрочной целевой комплексной программы в 1980–1984 гг., где был отражен уровень представлений производственников, управленцев, ведущих ученых страны о том, как, по каким направлениям должен развиваться Западно-Сибирский добывающий район, и важнейшие отрасли его специализации. Решения конференций, задачи партийно-правительственных и правительственных постановлений выступали тактическими установками в складывающейся стратегии развития региона.

С конца 1960-х гг. в рамках нефтегазодобывающего района стало осуществляться формирование нефтехимической и перерабатывающей отрасли. К концу 1980-х гг. действовало два нефтехимических комплекса – в районах Тобольска и Томска, имелось 11 газоперерабатывающих заводов. На предприятиях нефтехимии и нефтепереработки производился нестабильный газовый бензин, углеводородные сжиженные газы, дизельное топливо, с 1988 г. началось производство бутадиена.

В 1960–1980-х гг. в регионе происходили глубокие социальные изменения, рост городов и городского населения. Если в 1966 г. Тюменская область как основное ядро ЗСНГК имела удельный вес сельского населения 56,2%, городского – 43,8% и в связи с этим могла рассматриваться как область, имеющая аграрно-индустриальный характер экономики, то в 1980-е гг. доля сельского населения снизилась до уровня 25%, а соответственно городское население составило 3/4 населения области. За 20 лет с начала промышленной добычи нефти и газа в регионе область из аграрно-индустриальной стала территорией с ярко выраженным индустриальным характером, с решающим преобладанием городского населения.

Наращивание объемов нефте- и газодобычи в Западной Сибири повлияло на развитие экономики страны в целом. В структуре энергоресурсов прочно заняли ведущие места нефть и газ. Рост добычи нефти и газа в Западной Сибири позволил существенно увеличить экспорт нефти и газа. Экспорт топлива и энергетики из СССР за 1960–1980-е гг. увеличился с 16,2% в 1960 г. до 52,7% в 1985 г. В 1989 г. экспорт энергоресурсов составил 42,1%, при этом на нефть и газ приходилось 34,5%. Наиболее существенной была доля топлива и энергетики в торговле с капиталистическими странами. В структуре экспорта РСФСР 75,8% приходились на сырье, топливо, электроэнергию. Под влиянием экспорта энергоресурсов из СССР менялась и структура потребления энергоресурсов в мире, прежде всего, на европейском континенте. В энергопотреблении в мире в начале XXI в. на долю нефти и газа приходится 2/3 энергоресурсов, в России – 3/4. Если до конца 1970-х гг. в энергопотреблении росла нефтяная составляющая, в 1980-е гг. в большинстве развитых стран произошло снижение доли нефти и увеличение доли газа. Удельный вес потребления газа среди энергоресурсов в России уже превысил уровень 50%, что стало возможно в результате многократного увеличения его добычи. В существующих прогнозах на отдаленную перспективу Россия занимает место ведущей газовой державы мира, что обусловлено тем, что на ее долю приходится почти 30% мировых запасов газа. В условиях постсоветского развития, определяемого как переходный, ТЭК страны смог устоять, опираясь на ту материальную базу, которая была создана в последнюю четверть ХХ в. Роль энергетического сектора возросла, он закрепил роль ведущего сектора нашей экономики, который обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей народного хозяйства, инструментом проведения внешней и внутренней политики.

Отрасли ТЭК во многом оказались тесно связаны с новым экономическим подъемом в стране в конце 1990-х гг. В начале XXI в. высокие мировые цены на топливо усилили преобладающую роль ТЭК в экономике страны, который обеспечивал почти 2/3 экспортной выручки, 30% консолидированного бюджета страны. Ведущая роль в составе топливно-энергетического комплекса России принадлежит нефтяной и газовой отраслям Западной Сибири, производственная база которых была создана в рамках советского периода, в период формирования ЗСНГК. [2]

Выпускники ТПУ и ЗСНГК

В Западной Сибири нет ни одного нефтяного и газового месторождения, на котором не работали бы выпускники ТПИ – ТПУ. Многие из них стали первооткрывателями или непосредственными участниками открытия этих месторождений.

Огромный вклад в открытие, изучение и подготовку запасов практически всех газовых гигантов Тюменской области внес Анатолий Михайлович Брехунцов, который, будучи главным геологом экспедиции, открывал Ново-Портовское нефтегазовое месторождение, а позже обеспечивал подготовку запасов газа по всем газовым месторождениям Ямало-Ненецкого автономного округа. Евграф Артемьевич Тепляков стал одним из первооткрывателей Самотлорского месторождения, за что был удостоен Ленинской премии. Большой вклад в развитие нефтегазового комплекса Западной Сибири внес Геннадий Павлович Богомяков. За открытие уникальных месторождений нефти и газа на севере Тюменской области он стал лауреатом Ленинской премии.

В Томской области первый промышленный приток нефти был получен в августе 1962г. из скважины №1, пробуренной на Соснинской площади близ села Александровского. В том же году в районе села Каргасок скважина, пробуренная на Усть – Сильгинской площади, дала первый промышленный фонтан газа с конденсатом.

Сотрудниками и выпускниками ТПУ открыто ¾ из более чем ста месторождений нефти и газа Томской области. В частности, 15 месторождений было открыто Н.Е. Некрасовым, 13 – П.А. Пшенициным, 6 – Н.В. Коптяевым. Среди первооткрывателей томских месторождений – Ю.С. Миндигалеев, В.И. Волков, В.А. Федотов, С.М. Попов, В.И. Седунов и др. выпускники ТПУ.

Был внесен не только огромный вклад в формирование ресурсной базы ТЭК, но и обеспечено промышленное освоение открытых месторождений. Большая заслуга в этом принадлежит В.П. Мангазееву, прошедшему сложный путь от рядового геолога промысла до вице-президента одной из крупнейших компаний России – НК «ЮКОС».

Становление и развитие нефтегазового комплекса Томской области было бы невозможно без создания эффективной и высоконадежной транспортной системы, в частности, нефтепровода «Александровское – Анжеро-Судженск». Для строительства этого нефтепровода в апреле 1971г. Мингазпром СССР создало Томскую дирекцию строящихся магистральных нефтепроводов. После ввода в июне 1973г. этой нефтяной магистрали ее эксплуатация и развитие были возложены на Управление магистральных нефтепроводов Центральной Сибири (УМНЦС), которое решением руководства ОАО «АК Транснефть» в августе 1997г. было переименовано в ОАО «Центрсибирьнефтепровод».

Большой вклад в строительство нефтепровода «Александровское – Анжеро-Судженск» и формирование трудового коллектива УМНЦС внесли выпускники ТПИ: А.А. Поморов – выпускник ФТФ, А.А. Кононов – выпускник ЭМФ, Р.А. Бикбавов – выпускник ФТФ, В.Э. Думлер – выпускник АВТФ. В последующем ОАО «Центрсибирьнефтепровод» вошел в нефтепроводы «Александровское – Анжеро-Судженск», «Самотлор – Александровское», «Игольское – Таловое – Парабель», три головных и две промежуточных нефтеперекачивающих насосных станции, три резервуарных парка и завод электроприводов «ТОМЗЭЛ». [1]

Кафедра бурения скважин ТПУ

Открыта в 2003 году при соединении кафедры техники разведки месторождений полезных ископаемых (открыта в 1954 г.) и кафедры бурения нефтяных и газовых скважин (открыта в 1984 г.). Кафедрой БС подготовлено 2070 инженеров по специальности 130203 и 677 инженеров по специальности 130504.

Основными работодателями для выпускников кафедры в Томской области являются Стрежевской филиал ЗАО «Сибирская сервисная компания», ООО «Томскбурнефтегаз», ЗАО «Нефтепромбурсервис», в Тюменской области – Нефтеюганский филиал ЗАО «Сибирская сервисная компания», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ОАО «Когалымнефтегаз», в Кемеровской области – ФГУГП «Запсибгеолсъемка», ОАО «Шалымская ГРЭ», в Новосибирской области - Новосибирская ГПЭ, ССП «Берёзовгеология», в Алтайском крае - ФГУП «Горно-Алтайская поисково-съёмочная экспедиция» и др. В эти буровые предприятия в последние годы распределяются на работу не менее половины выпускников кафедры. Производственную и преддипломную практики студенты проходят на этих же предприятиях.

Уникальное оборудование кафедры и методики для учебных целей и научных исследований:

• Буровой стенд для определения величин поперечных сил, возникающих при бурении анизотропных горных пород с целью прогнозирования направления и интенсивности естественного искривления скважин;

• Установка для криогенной обработки породоразрушающего инструмента с целью повышения его износостойкости;

• Регистратор мощности сигнала электронной эмиссии с поверхности разбуриваемого образца горной породы и компьютерная программа для интерпретации результатов экспериментов;

• Приборы и методика биологического тестирования промывочных жидкостей;

• Приборы и методики исследования ингибирующей и консолидирующей способности промывочных жидкостей;

Стандартное оборудование, используемое в учебном процессе:

• Комплект учебных плакатов для изучения буровых станков серии СКБ (СКБ-2, СКБ-3, СКБ-4, СКБ-5, СКБ-7) и ЗИФ (ЗИФ-650М, ЗИФ-1200МР).

• Действующие буровые станки СКБ-3, СКБ-4, СКБ-5, УПП-100.

• Комплект бурового оборудования, грузоподъемного, вспомогательного и породоразрушающего инструмента.

• Комплект контрольно-измерительных приборов и аппаратуры типа «КУРС» для оптимизации производственных процессов бурения.

• Технические средства направленного бурения скважин (современные отклонители, ориентаторы, инклинометры).

• Лабораторные установки для исследования механических свойств горных пород (УМГП-3, ПОБ-1).

• Полнокомплектный тренажер-имитатор буровых процессов АМТ-221-БУР. Макет буровой вышки.

• Комплект приборов и оборудование для изучения свойств промывочных жидкостей (лаборатория Раствор –1, установка ТФН-1М, фильтр-пресс, биотестер-2.

• Учебный материал, научно-техническая литература (СД-диски, видеофильмы, учебники, монографии, учебные пособия, фолии) и программное лицензионное обеспечение.

Основные научные направления:

• направленное бурение скважин;

• повышение износостойкости породоразрушающего инструмента;

• исследования экотоксичности буровых и тампонажных растворов;

• разработка струйно-вихревых гидромониторных насадок буровых долот;

• повышение качества буровых растворов;

• разработка канала связи с забоем, основанного на возбуждении импульсных токов при разрушении горных пород.

Основные тематики исследований, проводимые на базе учебных лабораторий:

• совершенствование методики определения ингибирующей способности бурового раствора;

• сухие смеси в бурении;

• биотестирование буровых промывочных жидкостей;

• определение энергетических затрат при работе породоразрушающего инструмента

• моделирование переходного и установившегося периодов работы породоразрушающих элементов режуще скалывающего действия с целью повышения эффективности разрушения горных пород;

• исследование разрушения образцов горных пород при вдавливании инденторов различной геометрии;

• исследование разрушения образцов горных пород при динамическом внедрении инденторов. [3]

Источники

1. Журнал ТПУ «Томский политехник»/Издание Ассоциации выпускников ТПУ; № 10, Томск, 2004г. – 199с.

2. http://www.lib.tsu.ru/mminfo/000063105/302/image/302_090-095.pdf

3. http://portal.tpu.ru/departments/kafedra/bs

wiki.tpu.ru

Западно-сибирская нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Западно-сибирская нефть

Cтраница 4

Термический анализ асфальтенов, выделенных из трех западно-сибирских нефтей, показал, что газообразные продукты в основном состоят из алканов [363], причем больше всего образуется метана, затем этана и пропана.  [46]

Проблема завода заключается в поставках достаточного количества малосернистой западно-сибирской нефти.  [48]

Проведены испытания колонны К-2 с получением из товарной малосернистой западно-сибирской нефти дизельного топлива летнего марки Л, отвечающего требованию ГОСТ 305 - 82 также и по температуре помутнения ( не выше - 5 С), по варианту одновременного получения его и бензина. Предварительно в лаборатории из этой нефти были приготовлены и исследованы образцы фракций дизельного топлива с целью установления взаимосвязи между температурами застывания, помутнения и фракционным составом. Установлено, что требуемая по стандарту температура помутнения дизтоплива обеспечивается, если 96 % его состава перегоняется при более низкой температуре - 352 - 355 С, чем по ГОСТ 305 - 82 - 360 С. При этом температура застывания также имеет запас - не выше минус 12 - 15 С.  [49]

Из приведенных в таблице 6 данных для гудрона западно-сибирской нефти следует, что погрев -, иоеть описания процесса окисления ароматических углеводородов по уравнению ( 8) значительно меньшая, чем по уравнений.  [50]

Половина и более углеводородов прямогонного топлива типа ТС-1 Западно-Сибирских нефтей приходится на алканы.  [51]

И так же, как позднее при открытии западно-сибирской нефти, буржуазные журналисты писали: Если Советский Союз освоит промышленную добычу алмазов в крае вечной мерзлоты, то не раньше, чем в XXI веке. Но здесь уже в конце 1956 г. был заложен будущий город Мирный. Крупнейший якутский алмаз - XXVI съезд КПСС - весит 342 5 карата. Второй по величине алмаз 40 лет Победы имеет вес 291, 6 карата. В 1985 г. неподалеку от Мирного найден ювелирный алмаз в 32 7 карата. Его назвали Саманта Смит - в честь трагически погибшей американской школьницы, активной участницы борьбы за мир и укрепление связей между СССР и США.  [52]

Данными методами проанализированы нафтены, выделенные из остатков Западно-сибирских нефтей с помощью жидкостной хроматографии на силикагеле.  [53]

Были проведены исследования процесса гидродепарафинизации прямо-гонной дизельной фракции западно-сибирской нефти на катализаторе марки ГКД-Зн. В состав этого катализатора, в отличие от вышеуказанных катализаторов, входит декатионированный цеолит МН4 - ЦВМ и модификаторы на основе оксидов фосфора и бора.  [55]

В то же время в ряде работ по фракционированию западно-сибирских нефтей [ 87 - 89 ] отмечены небольшие концентрации V в бензино-керосиновых фракциях, в том числе и в самых легкокипящих.  [56]

Авторы [93] экстрагировали асфальтены, осажденные пен-таном из двух западно-сибирских нефтей, последовательно н-гептаном, этанолом и бензолом, получив соответственно фракции тяжелых смолистых веществ, адсорбировавшихся на ас-фальтеновых макрочастицах, так называемые асфальтогеновые кислоты и очищенные асфальтены.  [58]

Во втором варианте технологии применяется процесс пропан-бутановой деасфальтизации гудрона западно-сибирской нефти, в котором производится высокоплавкий асфальт с температурой размягчения 55 - 70 С. Данный асфальт далее смешивается с разбавителем - остаточным экстрактом или гудроном в различных соотношениях для получения дорожного битума требуемой марки.  [59]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Западно-сибирская нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Западно-сибирская нефть

Cтраница 3

В обычных условиях гидроочистки вакуумных дистиллятов западно-сибирской нефти ( давление 5 МПа, температура 350 - 400 С, объемная скорость подачи сырья - 1 0 - 2 2 ч 1) среднее уменьшение вредных компонентов составляет, % мае.  [32]

Материальный баланс процесса двухступенчатой деасфальтизации гудрона западно-сибирских нефтей следующий ( в % мае.  [34]

В составе - ароматических углеводородов гудрона западно-сибирской нефти ( табл. 2) содержится достаточно большое количество сернистых соединений ( от 27 до 58 % по различным фракциям), средняя молекула ароматических углеводородов содержит 2 - 3 ароматических - и 3 - 4 нафтеновых кольца и до 20 атомов углерода в боковых цепях.  [35]

Сопоставление полученных, экспериментально удельных потерь западно-сибирских нефтей от испарения из резервуаров магистральных нефте - проводив с нормами естественной убыли нефтей показывает, что фактические потери этих нефтей превышают нормативные. С увеличением тем-пзратуры нефти это расхождение увеличивается.  [36]

И если на многих НПЗ обессоливание западно-сибирских нефтей ведут при более высокой температуре, достигающей на ЭЛОУ с горизонтальными электродегицраторами 100 - 140 С ( см. табл. 17) тоэтовесьма нерационально.  [37]

Таким образом, для снижения сопротивления маловязких западно-сибирских нефтей можно применить присадки на основе полибутадиена и полиизопрена.  [38]

Окисление сернистых компонентов в составе гудрона западно-сибирской нефти уке в начальном периоде идет с высокой скоростью окисления ( рис. 2 6), которая затем заметно снижается в случае окисления диалкилсульфидов. Причем момент снижения скорости окисления диалкилсульфидов по времени совпадает с ростом скорости окисления ароматических углеводородов в этом же сырье. Скорость окисления алкилдййрилсульфидов в ходе всего процесса практически не меняется и только в конечной стадии несколько растет. Полученные экспериментальные результаты позволяют обосновать существование ингибированного режима окисления ароматических углеводородов в составе сернистого сырья.  [39]

Таким образом, для снижения сопротивления маловязких западно-сибирских нефтей можно применить присадки на основе полибутадиена и полиизопрена.  [40]

Как правило, выход вакуумного дистиллята из западно-сибирских нефтей с концом кипения 540 - 560 С, содержащего не более 5 - 7 % об. дизельных фракций, составляет 48 - 50 % мае. Дальнейшего увеличения количества сырья, поступающего в процесс крекинга до 55 - 60 % от мазута возможно достигнуть при вовлечении в переработку гудрона после его соответствующей подготовки.  [41]

Образец битума из асфальта и крекинг-остатка гудрона западно-сибирской нефти лучше всех приближается по групповому химсоставу к требованиям фирмы Нинас, но имеет высокую температуру хрупкости.  [42]

В табл. 2 представлены результаты деасфальтизации гудрона западно-сибирской нефти пропан-бутановой смесью при различных условиях осуществления процесса, позволяющие оценить качество продуктов.  [43]

В качестве сырья использована прямогонная дизельная фракция западно-сибирской нефти.  [44]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Гудрон - западно-сибирская нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Гудрон - западно-сибирская нефть

Cтраница 1

Гудрон западно-сибирской нефти отличается наличием алкилароматических соединений со сравнительно короткими боковыми цепями. Межмолекулярные взаимодействия таких структур с твердыми углеводородами сырьевой композиции ослаблены. В этом случае агрегативные комбинации не претерпевают значительных изменений и в основном сохраняют свой состав, в том числе иммобилизованные жидкие углеводороды, что практически не сказывается на результатах перегонки сырьевых смесей.  [1]

В гудронах западно-сибирских нефтей содержится в 1 5 - 2 0 раза меньше асфальтенов, чем в гудронах туймазин-ской нефти.  [2]

Для случая гудрона западно-сибирской нефти индукционный период оказался в среднем равным 205 мин, при окислении ароматических углеводородов гудрона когургепинской нефти период индукции много меньший и составляет 63 мин.  [3]

При гидропереработке гудрона западно-сибирской нефти в трехфазном кипящем слое по двухстадийной схеме получается 25 1 % мае.  [5]

Материальный баланс процесса двухступенчатой деасфальтизации гудрона западно-сибирских нефтей следующий ( в % мае.  [7]

В составе - ароматических углеводородов гудрона западно-сибирской нефти ( табл. 2) содержится достаточно большое количество сернистых соединений ( от 27 до 58 % по различным фракциям), средняя молекула ароматических углеводородов содержит 2 - 3 ароматических - и 3 - 4 нафтеновых кольца и до 20 атомов углерода в боковых цепях.  [8]

Окисление сернистых компонентов в составе гудрона западно-сибирской нефти уке в начальном периоде идет с высокой скоростью окисления ( рис. 2 6), которая затем заметно снижается в случае окисления диалкилсульфидов. Причем момент снижения скорости окисления диалкилсульфидов по времени совпадает с ростом скорости окисления ароматических углеводородов в этом же сырье. Скорость окисления алкилдййрилсульфидов в ходе всего процесса практически не меняется и только в конечной стадии несколько растет. Полученные экспериментальные результаты позволяют обосновать существование ингибированного режима окисления ароматических углеводородов в составе сернистого сырья.  [9]

В табл. 2 представлены результаты деасфальтизации гудрона западно-сибирской нефти пропан-бутановой смесью при различных условиях осуществления процесса, позволяющие оценить качество продуктов.  [10]

Образец битума из асфальта и крекинг-остатка гудрона западно-сибирской нефти лучше всех приближается по групповому химсоставу к требованиям фирмы Нинас, но имеет высокую температуру хрупкости.  [11]

Из приведенных в таблице 6 данных для гудрона западно-сибирской нефти следует, что погрев -, иоеть описания процесса окисления ароматических углеводородов по уравнению ( 8) значительно меньшая, чем по уравнений.  [12]

Иное действие на процесс перегонки газового конденсата оказывает гудрон западно-сибирской нефти. При практически неизменном суммарном выходе светлых фракций наблюдается лишь некоторое повышение выхода фракции н.к. - 85 С.  [13]

В качестве сырья для всех вариантов был использован сернистый гудрон западно-сибирской нефти с добавлением 5 - 10 % асфальта установок деасфальтизации или гудрона арланской нефти.  [14]

Во втором варианте технологии применяется процесс пропан-бутановой деасфальтизации гудрона западно-сибирской нефти, в котором производится высокоплавкий асфальт с температурой размягчения 55 - 70 С. Данный асфальт далее смешивается с разбавителем - остаточным экстрактом или гудроном в различных соотношениях для получения дорожного битума требуемой марки.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Гудрон - западно-сибирская нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Гудрон - западно-сибирская нефть

Cтраница 3

Если начальный участок кривых ( рис 7) характеризуется незначительным индукционным периодом, немного меньшим, чем в случае гудрона западно-сибирской нефти ( рис. 6) и вызван присутствием в гудроне котур-тешшской нефти ингибиторов типа насыщенных сульфидов, то после достижения экстг мальных величин скорости уменьшение ее значений вызвано появлением в продуктах окисления остаточног сырья ингибиторов, по-видимому, фенольного типа, накопление которых затормаживает окисление ароматических углеводородов гудрона котур-тепинской нефти. Характерно, что формы воехяодящей и нисходящей ветвей кривых на рис. 7 различается, что также должно говорить о различиях в механизмах действия ингибиторов.  [31]

Данные приведенные на рис. 3, были использованы для расчетов значения эффективной - энергии активации процесса окисления ароматических углеводородов гудрона западно-сибирской нефти.  [32]

Здесь необходимо учесть, что при модификации высокосернистого сырья содержание элементарной серы в сырьевой композиции должно быть уменьшено, например, до 2 % масс., в то время как при использовании малосернистого сырья - гудрона западно-сибирской нефти оптимальны добавки серы до 5 % масс. Излишнее содержание серы в исходном высокосернистом сырье приводит к снижению пластичности готового битума.  [33]

Здесь необходимо учесть, что при модификации высокосернистого сырья, содержание элементарной серы в сырьевой композиции должно быть уменьшено, например, до 2 % масс., в то время как при использовании малосернистого сырья - гудрона западно-сибирской нефти, оптимальной является введение серы до 5 % масс. Излишнее содержание серы в исходном высокосернистом сырье приводит к снижению пластичности готового битума.  [34]

Ароматические углеводороды с еще более короткими боковыми цепями выходят в составе фракции тяжелых ароматических углеводородов. Смолы гудрона западно-сибирской нефти, ( табл. 2) также имеют нафтено-ароматический каркас, включающий в средней молекуле 2 - 3 ароматических и 3 - 5 нафтеновых колец. В составе смол в работах [ 25 263 были идентифицированы пиридиновые основания, амины, амиды, фенолы, хинолины, карболовые кислоты и тиазолы.  [35]

ХНК-МАХП проведены серии экспериментов по определении характера реакции превращений масел в смолы и асфальтены. С гудроном Западно-Сибирской нефти изменения группового химического состава представлены в таблице.  [36]

Существует иная технология получения компаундированных битумов, и заключается она в следующем. Сырье - гудрон западно-сибирской нефти с требуемыми значениями условной вязкости ( ВУ8020 - 40 с) окисляют до строительного битума марки БН 90 / 10 ( ГОСТ 6617) с температурой размягчения 90 - 100 С. Далее этот битум компаундируют с остатками.  [37]

Процесс висбрекинга гудрона проводят при температуре до 500 С. При переработке смеси гудрона западно-сибирской нефти с 5 % ( масс.) тяжелого газойля каталитического крекинга на блоке висбрекинга получают: 76 2 % ( масс.) сырья для коксования, 6 % ( масс.) компонента котельного топлива, 10 1 % ( масс.) компонента дизельного топлива, 2 95 % ( масс.) нестабильного бензина и 3 75 % ( масс.) жидкого газа.  [39]

Процесс гидрококсования представляет собой процесс термической переработки остатков, направленный на получение дополнительного количества светлых дистиллятов ( 60 - 75 % мае. Процесс отработан БашНИИ НП с использованием в качестве сырья смеси гудрона западно-сибирской нефти и сернистого дистиллятного крекинг-остатка.  [40]

При производстве высоковязких базовых и индустриальных масел обычно используют остаточное нефтяное сырье, получаемое на второй ступени двухступенчатого процесса деасфальтизации гудронов различных нефтей. Недостатками такой схемы подготовки сырья являются низкие выходы деасфальтизата второй ступени из гудронов западно-сибирских нефтей ( 6 - 10 %) и значительные энергозатраты, требуемые на процесс в целом, что заметно удорожает получаемую товарную продукцию, снижая ее рентабельность до минимума. Между тем возможно другое техническое решение, позволяющее в одну ступень получить в необходимых объемах высоковязкий деасфальтизат, селективная очистка которого позволит получить базовые и индустриальные масла без больших энергозатрат. Речь идет о процессах пропан-бутановой деасфальтизации гудрона и последующей очистки, в которых достаточно гибко решаются проблемы улучшения выхода, качества деасфальтизата и утилизации побочного продукта - асфальта.  [41]

Ранее в работе [ 93 было по: аано, что температура размягчения нефтепродуктов пропорциональна энергии активации вязкого течения и может таким образом, служить мерой изменения вязкости среди окисляемого продукта и степени межмолекулярного взаимодействия его компонентов. Улк показали результаты анализа зависимости tf от времени окисления ( таблица 3), полученной длг гудрона западно-сибирской нефти при его окислении при 533 и расходе воздуха в л / мин на I кг сырья, изменение вязкости окисляемой системы протекает практически равномерно и с постоянной скоростью.  [42]

С целью поиска активной составляющей была выделена из гудрона западно-сибирской нефти экстракцией ацетоном полярная фракция ( ПФ-1), в присутствии которой были проведены перегонки конденсатонефтяных смесей. Результаты исследований представлены в табл. 8.13. Видно, что присадка ПФ-1 способствует уменьшению суммарного выхода светлых дистиллятов. Как и в случае чистого гудрона западно-сибирской нефти, эта присадка оказывает наибольшее влияние на выход фракции н.к. - 85 С. Заметно снижается также выход фракции 180 - 220 С.  [43]

При увеличении количества асфальтенов в смеси теплота плавления как чистого нафталина, так и общая уменьшается. Дж / г, а для асфальтенов гудрона западно-сибирской нефти и смолы пиролиза - на 75 - 80 Дж / г. При этом температура плавления смесей изменяется незначительно, в пределах 351 - 354 К. Для асфальтенов арланской нефти точка минимума обнаруживается при концентрации их в растворе 7 5 % мае. По аналогии с теоретическими представлениями [167] для наполненных полимеров можно предположить, что в точке первичного минимума, соответствующего минимальному значению теплоты плавления асфальтеносодержащей системы заканчиваются процессы формирования надмолекулярных структур асфальтенов в наивыгоднейших конфигурациях. Затем при увеличении концентрации асфальтена происходит некоторое возрастание теплоты плавления смеси, связанное с процессом сорбции более низкомолекулярного компонента - нафталина на нескомпенсированных активных центрах асфальтенов с одновременным усложнением структурных элементов системы. Дальнейшее повышение концентрации асфальтенов в смеси приводит к взаимодействию структурных элементов системы с появлением пространственных связей между ними и увеличением размеров их внутренних областей, и, таким образом, образованием коагуляционной структуры, обладающей низкой прочностью. Это подтверждается значительным уменьшением теплоты плавления смесей и размыванием пика плавления.  [44]

В табл. 2 даны результаты исследований группового, элементного состава образца гудрона товарной западно-сибирской нефти, отобранного на Ново-Уфимском ИШ. Гудрон имел следующие показатели: плотность 987 кг / м3; коксуемость - 11, 8 X; содержание серы - 2 3 %; начало кипения - 433 С, до 450 С выкипает 2 %, до 500 С выкипает 15 X. Разделение гудрона осуществлялось путем осаждения асфальтенов в изооктане и фракционирования астворимой в изоокта-не части гудрона на специа ьно приготовленных сорбентах [ 25 - 263 на кислые, основные, нейтральные смолы, а углеводородной части гудрона ( на сидикагеле) на параф: ю-нафтеновые, ароматические углеводороды по методике, разработанной в работе 273: Парафинонаф-теновые углеводороды, выделенные из гудрона Западно-Сибирской нефти, содержат по данным гедь-хроматографического разделения [28] углеводороды с молекулярной массой от 350 до 1250, причем представлены в основном и - и изо-парафинами, алкшщиклогексанами и алкилдекалинами.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru