Нефтедобыча: новые технологии и оборудование

НЕФТЕДОБЫЧА: новые технологии и оборудование

·  Технологии повышения нефтеотдачи пластов ......................... 66

·  Смазка-герметик энкатол для резьбовых соединений труб 70

·  ЭФФЕКТИВНЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГЕЛЕОБРАЗОВАТЕЛИ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА МАЛОПРОНИЦАЕМЫХ НЕФТЕНОСНЫХ ПЛАСТОВ С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ................................ 71

·  КИСЛОТНЫЕ ФТОРСОДЕРЖАЩИЕ РАСТВОРЫ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ............................................................................................... 72

·  НЕТРАДИЦИОННЫЕ СПОСОБЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ И ПОЛУЧЕНИЯ ВЫСОКОКАЧЕСТВЕННЫХ ВИДОВ ТОПЛИВА.................... 73

·  УРОВНЕМЕР СКВАЖИННЫЙ СУДОС-мини...................................................... 75

·  ДИНАМОГРАФ СИДДОС-автомат........................................................................... 76

· УРОВНЕМЕР-ДИНАМОГРАФ СУДОС-мини плюс.............................................. 77

·  УРОВНЕМЕР-ДИНАМОГРАФ СУДОС-комплекс................................................ 78

·  КОМПЛЕКС СиамМастер-2....................................................................................... 78

·  КОМПЛЕКС СиамМастер-2В..................................................................................... 79

·  КОМПЛЕКС СиамМастер-2У.................................................................................... 80

·  МОБИЛЬНЫЕ ДИАГНОСТИЧЕСКИЕ КОМПЛЕКСЫ Сиам-Мастер-3......... 81

·  КОМПЛЕКС ГИРОСКОПИЧЕСКОГО НЕПРЕРЫВНОГО ИНКЛИНОМЕТРА ИГН 100-100/60-А............................................................................................................................ 82

·  КОМПЛЕКС ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПЛОЩАДЕЙ НА ВЫЯВЛЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ МЕТОДАМИ РАДИОГЕОХИМИИ..................................................................................................... 83

·  КВАЛИМЕТРИЯ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ..................... 84

1. Название

Технологии повышения нефтеотдачи пластов

2. Сущность предложения

2.1.Назначение

ü  Увеличение нефтеотдачи низкопроницаемых пластов композициями ИХН на основе ПАВ и щелочных буферных систем.

ü  Повышение нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов с высокой пластовой температурой композициями на основе ПАВ.

ü  Увеличение эффективности паротеплового воздействия на залежи высоковязкой нефти композициями ПАВ, генерирующими в пласте СО2 и щелочную буферную систему

ü  Неорганические гели ГАЛКА для ограничения водопритока и увеличения нефтеотдачи пластов.

ü  Термообратимые полимерные гели МЕТКА для повышения нефтеотдачи, ограничения водопритока и предотвращения прорыва газа.

2.2. Краткое описание

Для интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов юрских и меловых отложений разработана технология с применением композиций ИХН на основе ПАВ и щелочных буферных систем. Композиции ИХН на 15-20 % увеличивают коэффициент нефтевытеснения, снижают набухаемость глин, деэмульгируют водо-нефтяные эмульсии, имеют температуру замерзания минус 30 - минус 50 °С. Технология позволяет увеличить приемистость нагнетательных скважин в 2-3 раза, снизить обводненность и увеличить добычу нефти. Технология промышленно используется на месторождениях Западной Сибири.

Разработана концепция использования энергии пласта или закачиваемого теплоносителя для образования эффективной нефтевытесняющей системы непосредственно в пласте. Созданы нефтевытесняющие композиции ИХН-КА, образующие углекислый газ и щелочную буферную систему в пластовых условиях под действием высокой пластовой температуры или при тепловом воздействии.

Технология повышения нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов с высокой пластовой температурой композициями ИХН-КА позволяет объединить преимущества заводнения растворами щелочей и ПАВ с воздействием на пласт углекислым газом. Опытно-промышленные испытания на месторождениях Западной Сибири показали технологическую и экономическую эффективность композиций.

Технология увеличения эффективности паротеплового воздействия на залежи высоковязкой нефти композициями ПАВ, генерирующими в пласте СО2 и щелочную буферную систему, способствуют сохранению парогазовой смеси при температуре ниже температуры конденсации пара, увеличивают эффективность процесса переноса компонентов нефти по механизму дистилляции. Композиции снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора, способствуют интенсификации противоточной пропитки и вытеснению нефти, значительно снижают вязкость нефти.

Новый физико-химический метод повышения нефтеотдачи основан на способности неорганической системы ГАЛКА непосредственно в пласте генерировать неорганический гель и СО2. Образование геля приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, снижению обводненности продукции добывающих скважин, увеличению дебитов по нефти. Гелеобразующие системы ГАЛКА применимы при температурах 30 – 250 оС, могут использоваться для увеличения охвата пласта заводнением и тепловым воздействием (закачкой пара).

Метод регулирования фильтрационных потоков пластовых флюидов (нефти, газа, воды) композициями МЕТКА основан на их способности образовывать гели и пеногели непосредственно в пласте. Главная особенность метода: при низких температурах растворы маловязкие, при высоких - превращаются в гели. Процесс обратим - при охлаждении гель разжижается, становится снова маловязким раствором, при повторном нагревании опять застудневает, и так многократно. Температуру гелеобразования можно регулировать добавками, подстраивая под конкретные пластовые условия - температуру и минерализацию воды. Предлагаемые гели и пеногели (композиции МЕТКА) могут использоваться как эффективное средство ограничения водопритока, предотвращения прорыва газа, ликвидации газовых конусов и т. д. Композиции МЕТКА применимы при температурах 30 – 200 оС, могут использоваться для увеличения охвата пласта заводнением и тепловым воздействием (закачкой пара).

2.3.-2.4. Технико-экономические показатели. Технические характеристики.

à  Дополнительная добыча нефти составляет от 400 дотонн нефти на одну обработку скважины (в среднем - 1-3 тыс. тонн на 1 скв./обработку).

à  необходимое количество композиций на 1 обработку скважины –тонн.

à  Цена 1 тонны композиции $

à  За счет использования этих технологий добыто более 1 млн. тонн нефти.

à  Все используемые реагенты - доступные продукты многотоннажного промышленного производства.

à  Срок окупаемости затрат - 5-10 месяцев.

2.5. Чертежи, схемы, рисунки, фотографии

Результаты обработки композициями ИХН призабойных зон нагнетательных скважин

Месторождение, пласт, номер скважины	Объем ком-позиции, м3	Давление нагнетания, Мпа	Приемистость, м3 /сут,
до обра­ботки	после обра-ботки
Советское, А1 704 937 945 1082	16 20 15 28	9 10 9 10	60 80 510 90	: 340 288 1405 280
Вахское, Ю1 337 710	20 37	13 14	50 60	430 320
Нижневартовское, Б10 , 69 Ю1, 164	40 15	10 12	65 99	146 349
Катыльгинское, Ю1 233 489 491	13 10 9	16 15 1 5	34 0 24	180 200 240
Первомайское, Ю1 333 335 384	13 13 13	16 16 15	96 80 0	215 190 230

Результаты закачки композиции МЕТКА на участке Покачевского месторождения

Результаты закачки композиции ГАЛКА в нагнетательную скважину № 000

на участке пласта Ю1 Покачевского месторождения

(добывающие скважины №№ 000, 1118, 1120, 1130)

3. Актуальность

Технологии позволяют увеличивать нефтеотдачу месторождений как на ранней, так и на поздней стадии разработки, что особенно актуально для высоко обводненных месторождений. В технологиях используются дешевые продукты многотоннажного промышленного производства. Экономическая эффективность технологий, их экологическая безопасность делают возможным широкомасштабное промышленное использование технологий на месторождениях Китая.

4. Защищенность разработки

Технологии защищены патентами РФ, подана 1 международная заявка, заключено 4 лицензионных договора.

МКИ Е 21 В 43/22

№ 000 от 09.01.89 1169403 от 01.02.84 2066743 от 08.02.93 2131971 от 26.02.97 2120554 от 06.08.96 1661369 от 12.12.88

1259705 от 28.06.84 1446978 от 16.04.86 2061856 от 30.06.92 1422975 от 14.07.86 1648105 от 05.09.89 1819442 от 25.12.90

1228543 от 12.09.84 2076202 от 18.10.94 1625863 от 26.10.88 2094606 от 08.11.95 2055167 от 04.12.92

5. Уровень разработки

·  Все технологии прошли опытно-промышленные испытания на месторождениях России (Ухта, Нижневартовск, Лангепас, Стрежевой, Когалым, Нягань, Юганск) и во Вьетнаме.

·  В промышленном масштабе технологии используются на месторождениях Западной Сибири (НК "Лукойл", НК "Юкос").

7. Предложения по сотрудничеству

Продажа лицензий, ноу-хау.

8. Организация

ИНСТИТУТ ХИМИИ НЕФТИ Сибирского отделения Российской Академии наук

Россия, г. Томск, пр. Академический, 3

Тел.: (38

Факс: (38

E-mail: *****@

1. Название

Смазка-герметик энкатол для резьбовых соединений труб

2. Сущность предложения

2.1. Назначение

Предназначена для обеспечения герметичности и коррозионно-усталостной прочности резьбовых соединений труб, в частности, насосно - компрессорных труб (НКТ), а также для повышения износостойкости резьбовых соединений.

2.2. Краткое описание

Смазка может использоваться в температурном интервале от -40 до 120 0С. Применение смазки целесообразно для НКТ нагнетательных и обводненных добывающих скважин, при проведении капитального ремонта скважин с использованием агрессивных сред (кислот, щелочей и т. п.). Смазка ЭНКАТОЛ нетоксична, безредна при попадании на кожу, взрывобезопасна.

2.3. Технико-экономические показатели

На 30-50% дешевле, чем аналогичные смазки, более термоусточивые (до 120о С).

2.5. Чертежи, схемы, рисунки, фотографии

3. Актуальность

Применение смазки целесообразно для насосно-компрессорных труб нагнетательных и обводненных добывающих скважин, при проведении капитального ремонта скважин с использованием агрессивных сред (кислот, щелочей и т. п.).

4. Защищенность разработки

Имеется ноу-хау.

5. Уровень разработки

Проведены успешные испытания смазки-герметика ЭНКАТОЛ при глинокислотной обработке скважин и на газлифтных скважинах в НГДУ Таллиннскнефть ПО Красноленинскнефтегаз, для герметизации резьбовых соединений НКТ в НГДУ Иглнефть АО Томскнефть.

7. Предложения по сотрудничеству

Организация совместного производства.

Поставка опытных партий смазки-герметика ЭНКАТОЛ.

8. Организация

ИНСТИТУТ ХИМИИ НЕФТИ СИБИРСКОГО отделения Российской Академии наук Инженерно-технический образовательный центр Томского государственного университета

Россия, г. Томск, пр. Академический, 3

Тел.: (38, 417264

Факс: (38

E-mail: *****@

1. Название

ЭФФЕКТИВНЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГЕЛЕОБРАЗОВАТЕЛИ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА МАЛОПРОНИЦАЕМЫХ НЕФТЕНОСНЫХ ПЛАСТОВ С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

2. Сущность предложения

2.1. Назначение

Тиксотропные углеводородные жидкости для технологий гидравлического разрыва малопроницаемых нефтеносных пластов и временной изоляции нефтепроницаемости в пластах с целью увеличения добычи нефти и ремонта скважин, для предотвращения загрязнения окружающей среды нефтью и нефтепродуктами при авариях, транспортировании и хранении нефтепродуктов.

2.2.Краткое описание

Разработаны составы и опытно-промышленная технология получения гелеобразователей (структурообразователей) для быстрого перевода нефти, нефтепродуктов, углеводородов, галогенуглеводородов, нитроуглеводородов, сжиженных газов и токсичных жидкостей в гелеобразное и твердое состояние.

Минимальный расход структурообразователей для приготовления тиксотропных жидкостей 0,5 - 0,7 мас. %.

2.3.-2.4.Технико-экономические показатели. Технические характеристики

Продолжительность структурирования жидкостей от 40 сек. до 5 минут. Структурирование жидкостей возможно при температурах от минус 70 0С до плюс 80 0С. Структурирование жидкостей осуществляется без выделения тепла. Структурообразователи химически не взаимодействуют с жидкостями и не изменяют их химическую природу.

Существует пять типов деструктураторов для быстрого перевода углеводородных гелей в исходное жидкое состояние. Деструктураторы являются промышленными крупнотоннажными химическими реагентами.

3. Актуальность

Разработана технология синтеза гелеобразователей, образующих вязкоупругие и высокотиксотропные системы в жидких нефтепродуктах и нефтях.

Аналоги отсутствуют.

4. Защищенность разработки

Разработка защищена патентами России:

№ 000 от 07.04.90 МКИ С 07 F 5/04

№ 000 от 10.08.96 МКИ С 10 L 7/02

№ 000 от 10.08.96 МКИ С 10 М 137/10

5. Уровень разработки

5.1. Опытно-промышленный.

5.2. 200-300 тонн в год.

7. Предложения по сотрудничеству

7.1. Продажа лицензий, ноу-хау.

7.3. Совместное производство, продажа и эксплуатация.

7.4. Реализация готовой продукции.

8.Организация

ИНСТИТУТ ХИМИИ НЕФТИ Сибирского отделения Российской Академии наук

Россия, г. Томск, пр. Академический, 3

Тел.: (38

Факс: (38

E-mail: *****@

1.  Название

КИСЛОТНЫЕ ФТОРСОДЕРЖАЩИЕ РАСТВОРЫ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

2.  Сущность предложения

2.1.Назначение

Кислотные фторсодержащие растворы предназначаются для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) с целью улучшения их фильтрационных характеристик.

2.2.Краткое описание

В нефтеперерабатывающей промышленности широко применяется способ кислотной обработки ПЗП т. н. глинокислотой - смесью соляной кислоты (10-15%), плавиковой кислоты или бифторида аммония (NH4HF2) (до 5%), ингибитора коррозии и ПАВ. Глинокислота растворяет и разрыхляет отложения кальцита, доломита, глины, гипса, шпата прямо в скважине, восстанавливая проницаемость призабойной зоны пласта и дебит скважин.

В качестве фторсодержащего компонента глинокислоты обычно используется товарная фтористоводородная кислота (HF) или БФА – бифторид-фторид аммония (NH4F×HF+NH4F). Сдерживающим фактором широкого внедрения ГКО является, как правило, высокая стоимость химреагентов. По этой причине весьма актуальным представляется рассмотрение возможности замены товарных реагентов вторичными продуктами химического производства, стоимость которых гораздо ниже товарных. Одной из таких возможностей является замена фторсодержащего компонента глинокислоты кислотными фторсодержащими растворами, образующиеся при производстве элементарного фтора на химическом производстве.

2.3. Технико – экономические показатели

При проведении глинокислотных обработок ПЗП за счет замены товарных фторсодержащих реагентов вторичными продуктами химического производства расходы на реагенты уменьшаются в 5-7 раз на операцию.

2.4. Технические характеристики

Таблица Состав фторсодержащих растворов, образующихся

при получении элементарного фтора

Компонент	HF	H2SiF6	H2SO4	SO2
Содержание, %масс	40-45	1.5-4.5	1.5-3.5	0.015

Радионуклиды в составе представленных отсутствуют.

2.5.Чертежи, схемы, рисунки, фотографии

3.  Актуальность

Кислотная обработка ПЗП скважин является наиболее распространенным методом воздействия на ПЗП скважин. В настоящее время объем кислотных операций резко возрастает, что и предопределяет дальнейшее усовершенствование данного метода интенсификации добычи нефти.

4.  Защищенность разработки

Имеется ноу-хау.

5.  Уровень разработки

Промышленное использование: проведен ряд глинокислотных обработок ряда нагнетательных и добывающих скважин, находящихся на территории Томской и Тюменской областях. В результате обработки скважин увеличение добычи нефти составило до 250%.

7. Предложения по сотрудничеству

7.4. Реализация готовой продукции до 200 т/месяц.

8. Организация

ИНСТИТУТ ХИМИИ НЕФТИ Сибирского отделения Российской Академии наук

Россия, г. Томск, пр. Академический, 3

Тел.: (38

Факс: (38

E-mail: *****@

1. Название

НЕТРАДИЦИОННЫЕ СПОСОБЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ И ПОЛУЧЕНИЯ ВЫСОКОКАЧЕСТВЕННЫХ ВИДОВ ТОПЛИВА

2. Сущность предложения

2.1. Назначение

Увеличение глубины переработки нефти и повышение качества нефтепродуктов путем озонолиза тяжелых нефтяных фракций и каталитического облагораживания полученных топливных дистиллятов.

2.2. Краткое описание

Найдена возможность значительного повышения выходов топливных фракций посредством низкотемпературного (340 ос) крекинга, инициированного содержащимися в озонированном нефтяном сырье озонидами и сульфоксидами. Процесс озонирования проводят в вертикальном прямоточном многосекционном реакторе при оптимальном для данного сырья расходе озона. Проозонированную нефть подвергают термолизу при 340 ос в течение 30 мин и затем ректификационной разгонке на углеводородные фракции. Прямогонные топливные фракции перерабатывают на установках проточного типа со стационарным слоем цеолитсодержащего катализатора в интервале температур 320-440 ос, объемной скорости подачи жидкого сырья 2 ч-1 и давлении 1-2 атм.

2.3. Технико-экономические показатели

При переработке прямогонной бензиновой фракции озонированной нефти на цеолитсодержащем катализаторе происходит улучшение качественных показателей получаемых бензинов и существенно повышается (на 20% и более) их выход по сравнению с аналогичной переработкой соответствующей фракции сырой нефти. Селективной депарафинизацией дизельной фракции инициированного крекинга на цеолитсодержащем катализаторе получены с высоким (более 90%) выходом малосернистые дизельные топлива.

Актуальность

3.1. В настоящее время в связи с падением темпов и объемов добычи нефти, постепенным истощением нефтяных ресурсов, а также повышением доли высокопарафинистых и высокосернистых нефтей в общем объеме извлекаемой нефти актуальна проблема квалифицированного использования всего углеводородного сырья. Новизна разработки заключается в сочетании процессов озонирования, термолиза и каталитической переработки нефтяного сырья.

3.2, 3.3. Мировых аналогов нет

3.  Защищенность разработки

Имеется ноу-хау.

4.1, 4.2. Патентов и российских свидетельств нет

5. Уровень разработки

5.1. Разработка находится на уровне научно-исследовательских работ. Изготовлены лабораторные установки, на которых проводится озонирование, термическая обработка озонированной нефти и облагораживание прямогонных топливных фракций.

5.2. В случае создания крупных установок объем получаемой товарной продукции зависит от производительности изготавливаемых на сегодняшний день промышленных озонаторов.

7. Предложения по сотрудничеству

7.2. Совместное доведение разработки до промышленного уровня.

7.3. Совместное производство, продажа и эксплуатация.

7.4. Реализация готовой продукции: товарное моторное топливо.

8. Организация

ИНСТИТУТ ХИМИИ НЕФТИ Сибирского отделения Российской Академии наук

Россия, г. Томск, пр. Академический, 3

Тел.: (38

Факс: (38

Е-mail: *****@

1. Название

УРОВНЕМЕР СКВАЖИННЫЙ СУДОС-мини

Отличительной особенностью уровнемера СУДОС-мини является его моноблочное исполнение. При отсутствии измерительных кабелей и разъемов и существенном уменьшении массы и габаритов это обеспечивает следующие явные преимущества:

¨  повышение надежности работы;

¨  удобство в работе и сокращение времени на проведение исследований;

¨  удобство при переноске и транспортировании.

Кроме того, в уровнемере СУДОС-мини применен обновленный адаптивный алгоритм обработки сигнала и вычисления уровня жидкости, что существенно повышает достоверность результатов контроля.

В едином корпусе уровнемера СУДОС-мини смонтированы электронный блок, датчики давления и акустического сигнала, съемный выпускной клапан, цифровой индикатор режимов и результатов измерения, клавиатура управления, аккумулятор питания с повышенной удельной емкостью, интерфейс связи с Микропринтером и компьютером, встроенное зарядное устройство. Для удобства в работе клавиатура и индикатор расположены на поворотном пульте.

2. Краткие технические характеристики

Диапазон контролируемых уровней (20 ¸ 3000) м

Диапазон контролируемых давлений (0 ¸ 100) кГс/см2

Емкость энергонезависимой памяти 149 измерений

Рабочий диапазон температур (-40 ¸ +50)°С

Масса 3,7 кг

1. Название

ДИНАМОГРАФ СИДДОС-автомат

Отличительной особенностью динамографа СИДДОС-автомат является его моноблочное исполнение. При уменьшении массы и габаритов, отсутствии измерительных кабелей это обеспечивает повышение надежности работы, удобство в работе и сокращение времени проведения исследований, повышение безопасности работ.

Функциональные преимущества динамографа СИДДОС-автомат:

-  автоматический режим работы со звуковой и световой индикацией, что позволяет одному оператору выполнить весь комплекс исследований по заранее выбранной программе;

- 

наличие как цифровой, так и графической индикации с возможностью наблюдения результатов контроля (динамограмм) как в ходе исследования, так и непосредственно после его завершения.

В едином корпусе динамографа СИДДОС-автомат смонтированы электронный блок, датчик перемещения, клавиатура управления, цифровой и графический индикаторы режимов и результатов измерения, аккумулятор питания с повышенной удельной емкостью, органы звуковой и световой индикации.

Конструкция динамографа СИДДОС-автомат предусматривает оперативную замену и использование датчиков нагрузки двух типов:

1) междутраверсный датчик ДН-10 (нагрузочная способность до 10 Тс) с подъемными домкратами для монтажа без разгрузки подвески штока;

2) междутраверсный датчик нагрузки ДН-20 с повышенной нагрузочной способностью (до 20 Тс) без подъемных механизмов.

Оба датчика обеспечивают прямой контроль нагрузки в абсолютных единицах в диапазоне (0¸10)Тс (ДН-10) или (0¸20)Тс (ДН-20).

2. Основные технические характеристики

Диапазон контролируемых нагрузок (0 ¸ 10) Тс

Диапазон контролируемых перемещений (0 ¸ 3,5) м

с темпом качаний (3¸8) кач./мин.

Емкость энергонезависимой памяти 80 динамограмм

Рабочий диапазон температур (-40 ¸ +50)°С

Масса (с подключенным датчиком нагрузки) 4,3 кг

1. Название

ПРИБОРЫ КОМПЛЕКСНОГО КОНТРОЛЯ

Приборы комплексного контроля - автономные носимые приборы со встроенным аккумулятором и цифровой индикацией результатов, - обеспечивают совмещение функций контроля уровня (скважинный уровнемер) и контроля работы ШГНУ (динамограф).

Результаты измерений, кроме непосредственной индикации, могут быть распечатаны на Микропринтере, переданы в Блок визуализации или в базу данных на персональном компьютере.

1. Название

Уровнемер-динамограф СУДОС-мини плюс

Основу уровнемера-динамографа СУДОС-мини плюс составляет уровнемер скважинный СУДОС-мини, дополнительно оснащенный накладным на полированный шток датчиком нагрузки и положения типа ДПН-Н с разъемным кабельным подключением к блоку уровнемера.

2. Основные технические характеристики

Диапазон контролируемых уровней (20 ¸ 3000) м

Диапазон контролируемых давлений (0 ¸ 100) кГс/см2

Диапазон контролируемых нагрузок (0 ¸ 20) Тс

Емкость энергонезависимой памяти 149 измерений уровня

39 динамограмм

Рабочий диапазон температур (-40 ¸ +50)°С

Масса (с датчиком нагрузки) 4,2 кг

1. Название

УРОВНЕМЕР-ДИНАМОГРАФ СУДОС-комплекс

Уровнемер-динамограф СУДОС-комплекс является усовершенствованной версией совмещенного прибора СУДОС-мини плюс. Для расширения эксплуатационных и функциональных возможностей уровнемер-динамограф СУДОС-комплекс дополнительно оснащен съемным графическим индикатором результатов контроля и расширенной клавиатурой управления.

Наличие графического индикатора позволяет (как в ходе исследования, так и в любое время после его завершения) непосредственно наблюдать либо динамограмму (при динамометрировании), либо эхограмму сигнала (при контроле уровня), что существенно повышает удобство и эффективность работы.

Прибор имеет два датчика для динамометрирования:

1) накладной (ДПН-Н) на полированный шток - для оперативного контроля динамограмм и качественной оценки работы ШГНУ;

2) междутраверсный (ДПН-3) - для уточненного контроля нагрузок и перемещений и количественной оценки параметров и режимов работы ШГНУ.

2. Основные технические характеристики

Масса прибора (без датчиков) 3,8 кг

Масса датчика ДПН-Н 0,6 кг

Масса датчика ДПН-3 2,8 кг

Остальные технические характеристики идентичны таковым для базовых приборов (СУДОС-мини плюс, СИДДОС-автомат).

Мобильные диагностические комплексы СиамМастер-2

Базовый вариант комплексов СиамМастер-2 имеет в составе:

1)  бортовой системный блок, оснащенный компьютером типа NoteBook и полноформатным (А4) струйным принтером;

2)  скважинные датчики:

-  для канала контроля уровня - УГП4;

-  для канала динамометрирования - ДПН3 (или ДПН-П);

3)  двухканальную кабельную смотку;

4)  оборудование багажника автомобиля;

5)  систему бесперебойного питания;

6)  устройство громкоговорящей связи;

7)  развернутое программное обеспечение.

Кроме этого, базовый вариант дооснащается (по желанию заказчика) дополнительными приборами:

¨  любой набор автономных приборов контроля серий СУДОС, СИДДОС;

¨  любой из приборов визуализации и документирования;

¨  портативный расходомер РТ868 (фирмы PANAMETRICS).

Отличительные особенности комплексов СиамМастер-2:

Þ  использование специализированного процессора аналоговых сигналов с программным управлением ("виртуальные приборы");

Þ  работа в режиме реального времени с возможностью наблюдения контролируемых сигналов (эхограмма, динамограмма) непосредственно в процессе исследования;

Þ  расширенный пользовательский интерфейс;

Þ  программное обеспечение под Windows;

Þ  возможность подключения дополнительных датчиков.

Конструктивно комплексы СиамМастер-2 имеют два варианта исполнения, отличающиеся автомобильной базой.

1. Название:

КОМПЛЕКС СиамМастер-2В

Мобильный диагностический комплекс СиамМастер-2В оборудован на базе автомобиля ВАЗ 21213 "Нива".

Системный блок (1) размещен в пылезащитном кожухе на амортизированной раме, которая закреплена по левой стороне салона автомобиля между водительским и пассажирским сиденьями. Для оптимизации условий работы рама выполнена откидывающейся: в транспортном положении она фиксируется вертикально, а при работе располагается горизонтально в виде рабочего стола.

Кабельная смотка (2) представляет собой два контейнера, содержащих барабаны с кабелями (по 30 м каждый) и разъемы для подключения кабелей. Смотка оборудована вводом кабелей в салон и смонтирована в зоне заднего бампера автомобиля.

Оборудование багажного отсека предусматривает размещение укладки с комплектом скважинных датчиков (3), аккумулятора системы бесперебойного питания (4) и дополнительных приборов (5) комплекса.

1. Название

КОМПЛЕКС СиамМастер-2У

Мобильный диагностический комплекс СиамМастер-2У оборудован на базе автомобиля УАЗ 31514 (31512).

Системный блок размещен на амортизированной раме, которая, в свою очередь, закреплена на горизонтально размещенной неподвижной раме по левой стороне салона автомобиля вместо крайнего пассажирского сидения.

Барабаны кабельных смоток (по 30 м) смонтированы на раме в багажном отсеке автомобиля. Рама имеет механизм выдвижения барабанов из багажного отсека за пределы автомобиля для двух положений заднего борта.

1 -   барабан с кабелем в

транспортном

положении;

2 -   барабан с кабелем в

рабочем положении

(задний борт закрыт);

3 -   барабан с кабелем в

рабочем положении

(задний борт открыт).

Оборудование багажного отсека также предусматривает размещение дополнительных приборов, аккумулятора системы бесперебойного питания и укладки со скважинными датчиками.

1. Название

МОБИЛЬНЫЕ ДИАГНОСТИЧЕСКИЕ КОМПЛЕКСЫ СиамМастер-3

Мобильные исследовательские комплексы СиамМастер-3 представляют собой максимально упрощенный вариант диагностического скважинного комплекса, оборудованного на автомобильной базе, и предназначены для оперативного комплексного контроля работы добывающих скважин (контроль уровня жидкости и динамометрирование) с использованием автономных приборов и средств оперативной визуализации и документирования.

Комплексы СиамМастер-3 отличаются:

à  невысокой стоимостью;

à  простотой эксплуатации;

à  возможностью монтажа на различных автомобильных базах;

à  широким выбором исследовательского оборудования;

à  экономичностью в эксплуатации;

à  комфортностью работы персонала.

Базовый вариант поставки комплекса СиамМастер-3 включает:

-  динамограф СИДДОС-автомат;

-  уровнемер СУДОС-мини плюс;

-  Блок визуализации и документирования БВД-1

и предусматривает монтаж на базах ВАЗ 21213 или УАЗ 31514 (31512).

Кроме базового возможны (по выбору заказчика) и другие варианты комплектования комплекса СиамМастер-3 любым набором автономных приборов контроля и средств визуализации и документирования, а также поставка комплекса на других автомобильных базах.

1. Название

КОМПЛЕКС ГИРОСКОПИЧЕСКОГО НЕПРЕРЫВНОГО ИНКЛИНОМЕТРА

ИГН 100-100/60-А

2. Сущность предложения

Комплекс предназначен для определения пространственного положения траектории обсаженных и необсаженных нефтяных и газовых скважин. Комплекс включает в себя два скважинных прибора и наземную аппаратуру; эксплуатируется совместно со стандартным каротажным подъемником. В состав скважинного прибора входят блок чувствительных элементов и блок электроники. Блок чувствительных элементов включает в себя трехстепенный гироскоп, гироскопический датчик угловой скорости и акселерометры. Инклинометр способен автономно определять направление на географический Север без использования магнитного поля Земли. В комплексе используется цифровая передача и обработка информации, автоматическая регистрация результатов измерений.

2.1. Основные нормируемые технические характеристики

·  диаметр скважинного прибора - 100 мм;

·  погрешность определения зенитного угла в диапазоне 0-60° - не более 0,1 град;

·  погрешность определения азимута плоскости наклонения - не более 1 град.

·  допустимая температура в скважине - до +100° С;

допустимое давление в скважине - до +60 МПа.

3. Актуальность

3.1. Имеющиеся аналоги

Гироинклинометр G2 фирмы “Sperry-Sun” (США); инклинометр ИГН 73-120/90 (Россия, Арзамас).

Предлагаемый прибор: дешевле американского; по сравнению с ИГН 73-120/90 не требует проведения каких-либо работ с прибором на поверхности, обеспечивает аналитическое гирокомпасирование, в том числе и при наклонах скважинного прибора.

4. Защищенность разработки

Патент № 000 “Инклинометр”, патентообладатель Белянин № 000 “Гироскопический датчик курса”, патентообладатель

5. Уровень разработки

Экспериментальный образец.

5.1. Результаты промышленных испытаний

Разработаны и изготовлены два экспериментальных образца, прошедших промышленные испытания. Имеется эскизная документация. Стоимость производства одного комплекса гироинклинометра приблизительно 120 тыс.$ США.

6. Сертификация в стране и за рубежом

Не проводилась

7. Предложения по сотрудничеству

НИР, создание пилотного образца с улучшенными, по сравнению с эксперименталь-ным образцом, эксплуатационными характеристиками.

8. Организация:

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ (ТПУ)

г. Томск, пр. Ленина, 30

ректор ,

,

1. Название

КОМПЛЕКС ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПЛОЩАДЕЙ НА ВЫЯВЛЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ МЕТОДАМИ РАДИОГЕОХИМИИ

2. Сущность предложения

На основе методов радиогеохимии разработан комплекс прогнозирования и поиска месторождений нефти и газа. Комплексное радиогеохимическое картирование осуществ-ляется по поверхности и включает в себя:

-  гамма-спектрометрическую съемку;

-  гамма-радиометрическую съемку;

-  термолюминесцентную радиометрическую съемку.

Гамма-спектрометрические исследования проводятся с применением полевых гамма-спектрометров-концентрометров (РКП-305,РСП-101М) с определением уровней накопления К, U (по Ra),Тh. Измерение мощности экспозиционной дозы гамма-излучения осуществляется с помощью гамма-радиометров СРП-6801. При проведении термолюминесцентной радиометрической съемки в качестве измерительных элементов используются поликристаллические термолюминесцентные дозиметры на основе LiF. Благодаря методическим особенностям проведения данного вида радиогеохимического картирования (длительная экспозиция) и оригинальным техническим характеристикам детектора (высокая чувствительность, регистрация интегрированного показателя энергий от целого ряда радиоизотопов), термолюминесцентные радиометрические исследования позволяют получить высококачественную информацию.

Выделение перспективных на обнаружение углеводородных скоплений участков осуществляется на основе комплексного радиогеохимического показателя с учетом совокупности всей имеющейся информации. В структуру комплексного показателя заложены оригинальные подходы к интерпретации радиогеохимических полей.

Проведение комплексных радиогеохимических исследований возможно как в летний, так и в зимний период. Технология апробирована в условиях Западно-Сибирской низменности. По особенностям пространственной локализации радиогеохимических параметров выявляются залежи. Достоверность прогноза, по опыту работ, находится на уровне 70-90 %.

Картирование площади в 200 км2 осуществляется за 1-2 месяца. Предварительные результаты выдаются в течение 2-3 месяцев с момента проведения полевых работ.

3. Актуальность

От существующих в мире аналогов (Китай, США) отличается расширением используемых радиогеохимических параметров для прогнозирования.

Термолюминесцентная радиометрическая съемка осуществлялась при методической поддержке доктора Цин-Да-ди института разведочной геофизики и геохимии.

4. Предложения по сотрудничеству

Технология подготовлена для внедрения.

5. Организация

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ, ТПУ,

г. Томск, пр. Ленина, 30

Ректор

Тел.: (38

Тел./

1. Название

КВАЛИМЕТРИЯ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

(Приборный комплекс контроля качества промывочных жидкостей для бурения скважин в сложных геолого-технических условиях)

2. Материальный принцип и область применения

Проект направлен на интенсификацию развития теории и практики квалиметрии, оптимизацию качества и экологизацию промывочных жидкостей за счет создания современного научно-методического, приборного и программного обеспечения, пригодного для решения как научно-исследовательских, так и производственных задач, позволяющих обеспечить повышение эффективности и экологической безопасности буровых работ.

Практическая ценность работы заключается в создании приборно-методического комплекса для проектирования промывочных жидкостей применительно к сложным геолого-техническим условиям бурения; инструментальной методики оценки экотоксичности ПЖ, их компонентов и отходов бурения путем биотестирования; автоматизированного рабочего места (АРМ) «Раствор» для оперативного выбора оптимальных составов ПЖ по задаваемым пользователями технологически необходимым значениям показателей свойств.

2.1. Технические параметры

Разработанный в Томском политехническом университете комплекс включает в себя 4 прибора (универсальный прибор для оценки ингибирующей и консолидирующей способности промывочных жидкостей (ПОИКС); универсальный пресс для формирования модельных образцов глинистых и потенциально неустойчивых пород (пресс); прибор для оценки закупоривающей способности промывочных жидкостей (ПОЗС); прибор для определения смазочной способности промывочных жидкостей (трибометр).), инструментальную методику оценки экотоксичности и АРМ "Раствор".

3.  Аналоги.

Технические и экономические преимущества

От аналогов ПОИКС отличается универсальностью, автоматической регистрацией измеряемой величины, а также более высокой достоверностью и точностью оценки рассматриваемых показателей. По сравнению с прессом аналогичного назначения фирмы Parr Instrument (США) пресс конструкции ТПУ обеспечивает большее усилие прессования, одновременное формирование двух образцов, одинаковые и строго заданные геометрические размеры образцов и легко осуществляемую их выпрессовку. По сравнению с прибором аналогичного назначения Американского нефтяного института ПОЗС обеспечивает однозначный выбор наиболее эффективного закупоривающего материала (наполнителя) для ликвидации поглощений промывочной жидкости по минимально необходимой для этого концентрации наполнителя. Отличительными особенностями трибометра конструкции ТПУ являются полная имитация работы бурового снаряда в скважине, использование для измерения силы трения простого и высокоточного измерительного устройства, предельно малые габариты. Разработанный в ТПУ биотест пригоден для оперативного нормирования ПДК и контроля экотоксичности не только отдельных химических реагентов, их композиций и промывочных жидкостей в целом, но и различных отходов бурения. АРМ «Раствор» обеспечивает оперативный поиск оптимальных решений при любых изменениях перечня и числа анализируемых промывочных жидкостей, стоимости компонентов, перечня и числа регламентируемых показателей, а также желательных пределов их варьирования.

4. Патенты и их держатели.

Основные публикации

3.1.Способ определения влияния бурового раствора на консолидацию горных пород: Пат. 2073841 РФ, МКИ6 G 01 N 3/00 / , , ; Томский политехн. ун - т. - № 000 / 28; Заявл. 28.07.92; Опубл. 20.02.97, Бюл. № 5.

3.2.Способ определения влияния бурового раствора на разупрочнение глинистых и глиносодержащих пород: Пат. 2073227 РФ, МКИ6 G 01 N 3/00 / , , ; Томский политехн. ун - т. - № / 28; Заявл. 26.05.93; Опубл. 10.02.97, Бюл. № 4.

3.3.Способ определения закупоривающей способности бурового раствора с наполнителем: Пат. 2062452 РФ, МКИ6 G 01 N 15/08 / , , ; Томский политехн. ун - т. - № / 25; Заявл. 01.04.94; Опубл. 20.06.96, Бюл. № 17.

3.4.Способ определения токсичности химических веществ в водной среде: Пат. 2112977 РФ, МКИ6 G 01 N 33/18 / , , ; Томский политехн. ун-т. - № / 13; Заявл. 04.07.96; Опубл. 10.06.98, Бюл. № 16.

3.5.Устройство для определения смазочной способности промывочной жидкости: Пат. 2044301 РФ, МКИ6 G 01 N 19/02 / , ; Томский политехн. ун - т. - № 000 / 28; Заявл. 22.07.91; Опубл. 20.09.95, Бюл. № 26.

3.6.Устройство для определения закупоривающей способности бурового раствора с наполнителем: Свид-во 1147 РФ на пол. модель, МКИ6 G 01 N 15/08 / , , ; Томский политехн. ун - т. - № / 25; Заявл. 01.04.94; Опубл. 16.11.95, Бюл. № 11.

3.7.Устройство для формирования модельных образцов: Свид-во 2307 РФ на пол. модель, МКИ6 G 01 N 1/28 / , ; Томский политехн. ун-т. - № /20; Заявл. 24.04.95; Опубл. 16.06.96, Бюл. № 6.

3.8.Чубик буровых промывочных жидкостей. - Томск: Изд-во НТЛ, 19с.

5. Степень развития

Приборы и методики разработаны, запатентованы, изготовленные опытные образцы прошли лабораторную и производственную апробацию. Для промышленного выпуска приборов готов полный комплект технической документации.

6. Документация

Документация доступна

7. Формы сотрудничества с потенциальным партнером

Возможны следующие формы производственно-коммерческой реализации разработки:

*  готовая продукция (поставка приборов, методик и программного продукта);

*  услуги по оценке технологических свойств и экотоксичности различных буровых промывочных жидкостей;

*  передача технической документации на изготовление приборов по лицензионному соглашению с ТПУ.

*  Инсталляции АРМ на гибких магнитных дисках.

6.  Цена проекта

$ 25000 – 50000

7.  Организация

ТПУ, факультет геологоразведки и нефтегазодобычи, кафедра техники разведки МПИ

Россия, Томск, пр. Ленина, 30

Тел./

E-mail: *****@***ru

·  Разработка и внедрение экологически чистых буровых растворов для сложных условий бурения

·  Экологическое тестирование буровых растворов, компонентов и отходов бурения

·  Консультирование по вопросам разработки и применения буровых растворов

, ,