Патенты автора Арно Олег Борисович (RU)

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа (далее установка), работающей в условиях Крайнего Севера РФ, включает предварительную очистку добытой газоконденсатной смеси от механических примесей с отделением нестабильного газового конденсата (НГК) и водного раствора ингибитора (ВРИ) в сепараторе первой ступени сепарации, после чего смесь НГК и ВРИ из кубовой части этого сепаратора отводят в разделитель жидкостей (РЖ), а газоконденсатную смесь с выхода этого же сепаратора первой ступени сепарации разделяют на два потока и охлаждают их в первых секциях рекуперативных теплообменников (ТО) «газ-газ» и «газ-конденсат». Поток, поступающий в ТО «газ-конденсат», идет через клапан-регулятор (КР) расхода газоконденсатной смеси, который регулирует ее расход, обеспечивая поддержание заданной температуры НГК на выходе второй секции ТО «газ-конденсат», и далее потоки, выходящие из первых секций ТО «газ-газ» и ТО «газ-конденсат», объединяют и подают через КР, выполняющий роль управляемого редуктора, на котором осуществляют адиабатическое расширение газоконденсатной смеси, и направляют ее в оснащенный датчиком температуры низкотемпературный сепаратор, где осуществляют окончательное разделение газоконденсатной смеси на осушенный газ и смесь НГК с ВРИ, которую из кубовой части низкотемпературного сепаратора подают на вход второй секции ТО «газ-конденсат» и далее в РЖ, в котором выделяют НГК, ВРИ и газ выветривания, после чего НГК с помощью насосного агрегата подают в магистральный конденсатопровод – МКП, поток выделенного газа – газ выветривания из РЖ транспортируют для утилизации или компримирования и подачи в магистральный газопровод – МГП, ВРИ направляют в цех регенерации ингибитора. Холодный осушенный газ, выходящий из низкотемпературного сепаратора, разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции ТО «газ-газ», а второй – на байпас этой секции, оснащенный КР расхода газа, который изменяет соотношение проходящих потоков газа через ТО и байпас, обеспечивая в реальном масштабе времени коррекцию температуры газа до заданных значений, требуемых технологическим регламентом установки при подаче газа в МГП. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) с момента запуска установки в эксплуатацию реализует режим ее работы, используя первоначально заданные значения уставок контролируемых параметров, которые вводят в базу данных (БД) АСУ ТП перед запуском установки в эксплуатацию. Как только АСУ ТП обнаружит выход одного из контролируемых параметров за пределы установленных границ его допустимых вариаций относительно уставки, нарушающий технологический регламент работы установки, АСУ ТП пошагово изменяет значение уставки допустимого давления добываемой газоконденсатной смеси на входе установки на величину в интервале, определяемом неравенством где - минимально допустимое, а - максимально допустимое значение уставки допустимого давления газоконденсатной смеси на входе установки. Величину назначают из соотношения где n – число допустимых шагов изменения уставки и это изменение уставки АСУ ТП осуществляет в направлении, обеспечивающем устранение выявленного нарушения, и после каждого шага удерживает режим управления технологическими процессами установки с новым значением уставки в течение интервала времени не менее достаточного для завершения переходных процессов в системе и являющегося индивидуальной характеристикой установки, определяемой экспериментально. Если значения остальных контролируемых параметров технологического процесса за это время вернутся в пределы установленных для них границ допустимых вариаций, то АСУ ТП фиксирует это значение новой уставки давления газоконденсатной смеси на входе установки как рабочее и генерирует сообщение оператору об автоматической смене режима работы и его новых характеристиках, и далее АСУ ТП реализует вновь выбранный режим эксплуатации установки. В противном случае АСУ ТП изменяет значение уставки еще на один шаг в том же направлении. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации установки и эффективности процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ автоматического поддержания температурного режима на установках низкотемпературной сепарации газа с аппаратами воздушного охлаждения (АВО) на Крайнем Севере РФ включает предварительную очистку добытой газоконденсатной смеси от механических примесей и частичное отделение смеси нестабильного газового конденсата (НГК) и водного раствора ингибитора (ВРИ) в сепараторе первой ступени сепарации, после чего смесь НГК и ВРИ из кубовой части этого сепаратора отводят в разделитель жидкостей (РЖ), а газоконденсатную смесь с выхода сепаратора первой ступени сепарации подают на вход АВО, который система автоматического управления технологическими процессами (АСУ ТП) включает в работу при достижении заданного перепада температур газоконденсатной смеси и воздуха атмосферы, подав соответствующий сигнал на вход системы автоматического управления (САУ) АВО, которая управляет работой АВО, обеспечивая понижение температуры газоконденсатной смеси на его выходе до заданных значений, необходимых для поддержания требуемой температуры в низкотемпературном сепараторе, после чего предварительно охлажденную в АВО газоконденсатную смесь разделяют на два потока, первый из которых направляют в трубное пространство первой секции рекуперативного теплообменника (ТО) «газ-газ», где его охлаждают встречным потоком осушенного газа, поступающего из низкотемпературного сепаратора и проходящего через вторую секцию ТО «газ-газ», а второй поток через клапан-регулятор (КР) подают в трубное пространство первой секции ТО «газ-конденсат», где его охлаждают встречным потоком смеси НГК и ВРИ, отводимой с кубовой части низкотемпературного сепаратора и проходящей через вторую секцию ТО «газ-конденсат». Расход газоконденсатной смеси по этим потокам АСУ ТП распределяет с помощью КР, установленного на входе первой секции ТО «газ-конденсат», таким образом, чтобы температура НГК, подаваемого в магистральный конденсатопровод (МКП), находилась в заданном технологическим регламентом диапазоне. После выхода потоков газоконденсатной смеси из первых секций ТО «газ-газ» и ТО «газ-конденсат» их объединяют и подают на КР, выполняющий роль управляемого редуктора, проходя который она испытывает адиабатическое расширение и соответствующее охлаждение, после чего ее направляют в оснащенный датчиком температуры низкотемпературный сепаратор, в котором производят окончательное разделение газоконденсатной смеси на осушенный холодный газ и смесь НГК с ВРИ, которую из кубовой части низкотемпературного сепаратора подают на вход второй секции ТО «газ-конденсат» и далее в РЖ, в котором выделяют НГК, ВРИ и газ выветривания, после чего НГК с помощью насосного агрегата подают в МКП, ВРИ направляют в цех регенерации ингибитора установки, газ выветривания отправляют на утилизацию или закачку в магистральный газопровод (МГП). Холодный осушенный газ, выходящий из низкотемпературного сепаратора, разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции ТО «газ-газ», а второй – на байпас этой секции, оснащенный КР расхода газа, с помощью которого АСУ ТП регулирует соотношение потоков осушенного газа, проходящих через вторую секцию ТО «газ-газ» и байпас, обеспечивая в реальном масштабе времени коррекцию температуры осушенного газа до заданных значений, требуемых технологическим регламентом установки при подаче газа в МГП. АСУ ТП в тандеме с САУ АВО с момента запуска установки в эксплуатацию обеспечивают заданный расход НГК, подаваемого в МКП, для чего используют первоначально заданные значения уставок контролируемых параметров и границы их допустимых отклонений от значения уставок. Как только АСУ ТП обнаружит выход одного из контролируемых параметров за пределы установленных границ, нарушающий технологический регламент работы установки, АСУ ТП изменяет на один шаг значение уставки давления Рвх газоконденсатной смеси на входе установки на величину ΔРВХ в интервале, определяемом неравенством где Pmin минимально допустимое, а Рmах максимально допустимое значение уставки давления газоконденсатной смеси на входе установки. Величину ΔРВХ назначают из соотношения где n – число разрешенных шагов изменения уставки Рвх, и это изменение уставки АСУ ТП осуществляет в направлении, которое позволяет купировать возникшее нарушение. Одновременно АСУ ТП следит за тем, чтобы рабочий орган КР, управляющий давлением на входе установки, находился в рамках допустимых границ его перемещения, и удерживает режим управления технологическими процессами установки с новым значением уставки в течение интервала времени не менее τconst, являющегося индивидуальной характеристикой установки, определяемой экспериментально. Если остальные контролируемые параметры технологического процесса за это время вернутся в пределы установленных для них границ, то АСУ ТП фиксирует это значение, как новую уставку для поддержания заданного расхода НГК, подаваемого в МКП, и генерирует сообщение оператору об автоматической смене режима работы установки и его новых характеристиках, и далее АСУ ТП в тандеме с САУ АВО реализуют этот режим эксплуатации установки. В противном случае АСУ ТП изменяет значение уставки еще на один шаг в том же направлении. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации установки и эффективности процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа (далее установка) с аппаратами воздушного охлаждения (АВО) на Севере РФ включает предварительную очистку добытой газоконденсатной смеси от механических примесей и отделение смеси нестабильного газового конденсата (НГК) и водного раствора ингибитора (ВРИ) в сепараторе первой ступени сепарации, после чего смесь НГК и ВРИ из кубовой части сепаратора отводят в разделитель жидкостей (РЖ), а газоконденсатную смесь с выхода сепаратора первой ступени сепарации подают на вход АВО, который система автоматического управления технологическими процессами (АСУ ТП) включает в работу при достижении заданного перепада температур газоконденсатной смеси и воздуха атмосферы, подав соответствующий сигнал на вход системы автоматического управления (САУ) АВО, которая управляет работой АВО, обеспечивая понижение температуры газоконденсатной смеси на его выходе до заданных значений, необходимых для поддержания требуемой температуры в низкотемпературном сепараторе, после чего предварительно охлажденную в АВО газоконденсатную смесь разделяют на два потока, первый из которых направляют в трубное пространство первой секции рекуперативного теплообменника (ТО) «газ-газ», где его охлаждают встречным потоком осушенного газа, поступающего из низкотемпературного сепаратора и проходящего через вторую секцию ТО «газ-газ», а второй поток через клапан-регулятор (КР) подают в трубное пространство первой секции ТО «газ-конденсат», где его охлаждают встречным потоком смеси НГК и ВРИ, отводимой с кубовой части низкотемпературного сепаратора и проходящей через вторую секцию ТО «газ-конденсат». Расход газоконденсатной смеси по этим потокам АСУ ТП распределяет с помощью КР, установленного на входе первой секции ТО «газ-конденсат», таким образом, чтобы температура НГК, поступающего в магистральный конденсатопровод (МКП) находилась в заданном технологическим регламентом диапазоне, и после выхода газоконденсатной смеси из первых секций ТО «газ-газ» и ТО «газ-конденсат» ее потоки объединяют и подают через КР, выполняющий роль управляемого редуктора, на котором осуществляют адиабатическое расширение газоконденсатной смеси и направляют ее в оснащенный датчиком температуры низкотемпературный сепаратор, в котором производят окончательное разделение газоконденсатной смеси на осушенный холодный газ и смесь НГК с ВРИ, которую из кубовой части низкотемпературного сепаратора подают на вход второй секции ТО «газ-конденсат» и далее в РЖ, в котором выделяют НГК, ВРИ и газ выветривания, после чего НГК с помощью насосного агрегата подают в МКП, ВРИ направляют в цех регенерации ингибитора установки, а газ выветривания – на утилизацию или закачку в магистральный газопровод (МГП). Холодный осушенный газ, выходящий из низкотемпературного сепаратора, разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции ТО «газ-газ», а второй – на байпас этой секции, оснащенный КР расхода газа, с помощью которого АСУ ТП регулирует соотношение потоков осушенного газа, проходящих через вторую секцию ТО «газ-газ» и байпас, обеспечивая в реальном масштабе времени коррекцию температуры осушенного газа до заданных значений, требуемых технологическим регламентом установки при подаче газа в МГП. АСУ ТП в тандеме с САУ АВО с момента запуска установки в эксплуатацию поддерживают расход добываемой газоконденсатной смеси по установке и реализуют план добычи НГК, используя первоначально заданные значения уставок контролируемых параметров, которые вводят в базу данных (БД) АСУ ТП перед запуском установки в эксплуатацию. Как только АСУ ТП обнаружит выход одного из контролируемых параметров за пределы установленных границ, нарушающий технологический регламент работы установки, АСУ ТП пошагово изменяет значение уставки плана расхода добываемой газоконденсатной смеси QГКС_ПЛАН по установке на величину ΔQГКС_ПЛАН в интервале, определяемом неравенством Qmin_ГКС ≤ QГКС_ПЛАН ≤ Qmax_ГКС, где Qmin_ГКС – минимально допустимое, a Qmax_ГКС – максимально допустимое значение расхода добываемой газоконденсатной смеси по установке, и в направлении, обеспечивающем купирование выявленного нарушения регламента эксплуатации установки. Величину шага ΔQГКС_ПЛАН назначают из соотношения где n – число допустимых шагов изменения уставки QГКС_ПЛАН. После каждого шага АСУ ТП удерживает режим управления технологическими процессами установки с новым значением уставки в течение интервала времени не менее τconst, являющегося индивидуальной характеристикой установки, определяемой экспериментально. Если все контролируемые параметры технологического процесса за это время окажутся в пределах установленных им границ, АСУ ТП фиксирует это значение новой уставки плана расхода добываемой газоконденсатной смеси как рабочее и генерирует сообщение оператору об автоматической смене режима работы и его новых характеристиках, и далее АСУ ТП в тандеме с САУ АВО реализуют вновь выбранный режим эксплуатации установки. В противном случае АСУ ТП изменяет значение уставки еще на один шаг в том же направлении. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации установки и эффективности процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ автоматического управления установкой низкотемпературной сепарации газа с турбодетандерными агрегатами (ТДА) на Крайнем Севере РФ включает предварительную очистку добытой газоконденсатной смеси от механических примесей с частичным отделением смеси нестабильного газового конденсата (НГК) и водного раствора ингибитора (ВРИ) в сепараторе первой ступени сепарации, которую отводят из кубовой части сепаратора в разделитель жидкостей (РЖ), а газоконденсатную смесь, выходящую из сепаратора первой ступени сепарации, разделяют на два потока и подают их для предварительного охлаждения на вход первых секций рекуперативных теплообменников (ТО) «газ-газ» и «газ-конденсат». Газоконденсатную смесь распределяют по потокам с помощью крана-регулятора (КР), установленного на входе ТО «газ-конденсат», так, чтобы обеспечить поддержание заданной температуры НГК, подаваемого в магистральный конденсатопровод. После прохождения первых секций ТО оба потока газоконденсатной смеси объединяют и подают на вход турбины ТДА, вращение которой контролируют датчиком скорости вращения ротора ТДА. Газоконденсатная смесь, проходя через турбину, охлаждается и поступает в низкотемпературный сепаратор, оснащенный датчиком температуры, в котором она разделяется на осушенный холодный газ и смесь НГК и ВРИ, которую из кубовой части низкотемпературного сепаратора подают на вход второй секции ТО «газ-конденсат» и далее в РЖ, где происходит ее дегазация и разделение на фракции, и далее из РЖ НГК насосным агрегатом подают в МКП, газ выветривания отправляют на утилизацию и/или компримируют и направляют в МГП, ВРИ отправляют в цех регенерации ингибитора. Холодный осушенный газ, выходящий из низкотемпературного сепаратора, разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции ТО «газ-газ», а второй на байпас этой секции, оснащенный КР расхода газа, и этот КР изменяет соотношение потоков газа через ТО и байпас, обеспечивая в реальном масштабе времени коррекцию температуры газа, поступающего в компрессор ТДА, который дожимает газ до рабочего давления и заданной температуры, после чего его подают в МГП. АСУ ТП с момента запуска установки в эксплуатацию обеспечивает выполнение плана подачи осушенного газа в МГП, используя для этого заданные значения уставок контролируемых параметров и границы допустимых отклонений их значения от уставок. Как только АСУ ТП обнаружит выход одного из контролируемых параметров за пределы установленных ему границ, нарушающий технологический регламент работы установки, АСУ ТП изменяет на один шаг значение уставки давления Рвх. добываемой газоконденсатной смеси на входе установки на величину ΔРвх. в интервале, определяемом неравенством Pmin≤Рвх.≤Pmax, где Pmin минимально допустимое, а Pmax максимально допустимое значение уставки давления газоконденсатной смеси на входе установки. Величину ΔРвх. назначают из соотношения ΔРвх.=(Pmax - Pmin)/n, где n – число разрешенных шагов изменения уставки Рвх., и это изменение уставки АСУ ТП осуществляет в направлении, которое позволяет устранить возникшее нарушение. Одновременно АСУ ТП следит за тем, чтобы рабочий орган КР, управляющий давлением на входе установки, находился в рамках допустимых границ его перемещения, и удерживает режим управления технологическими процессами установки с новым значением уставки в течение интервала времени не менее τconst, являющегося индивидуальной характеристикой установки, определяемой экспериментально. Если остальные контролируемые параметры технологического процесса за это время вернутся в пределы установленных для них границ, то АСУ ТП фиксирует в своей базе данных (БД) это значение, как новую уставку давления добываемой газоконденсатной смеси на входе в установку для реализации плана расхода осушенного газа, подаваемого в МГП, и генерирует сообщение оператору об автоматической смене режима работы установки и его новых характеристиках, и далее АСУ ТП реализует этот режим эксплуатации установки. В противном случае АСУ ТП изменяет значение уставки еще на один шаг в том же направлении. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации установки и эффективности процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту на Крайнем Севере. Предложен способ автоматического поддержания плотности нестабильного газового конденсата, подаваемого в магистральный конденсатопровод (МКП), на установках низкотемпературной сепарации газа. Осуществляют очистку газоконденсатной смеси, разделение ее на газ и смесь нестабильного газового конденсата (НТК) с водным раствором ингибитора (ВРИ). Эту смесь направляют в дегазатор-разделитель (ДР) и далее ВРИ отводят на регенерацию ингибитора, а НТК подают в МКП. Газ выветривания из ДР направляют в магистральный газопровод (МГП). Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки контролирует датчиком плотности плотность ρфакт НТК, подаваемого в МКП, и датчиком давления - давление газа выветривания Рфакт в ДР. Величина давления газа выветривания в ДР задается автоматически каскадом, состоящим из двух ПИД-регуляторов. Плотность НТК, подаваемого в МКП, автоматически поддерживают два каскада ПИД-регуляторов. Техническим результатом изобретения является повышение качества управления технологическим процессом. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области подготовки природного газа и газоконденсатной смеси к дальнему транспорту, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в установках низкотемпературной сепарации газа (УНТС). Способ включает автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП), которая осуществляет контроль расхода ингибитора и управляет его расходом с помощью клапан-регулятора (КР). АСУ ТП контролирует давление и температуру в сепараторах, концентрацию регенерированного ингибитора и вычисляет по этим параметрам в системе управления задания КР на подачу необходимого объема ингибитора и подает его в точки перед защищаемыми участками. Одновременно АССУ ТП контролирует расход газоконденсатной смеси на входе и выходе сепаратора первой ступени сепарации, температуру и давление газоконденсатной смеси на входной линии УНТС, в сепараторе первой ступени сепарации, промежуточном и низкотемпературном сепараторе. Также АСУ ТП контролирует концентрацию ингибитора в водном растворе на выходе разделителей жидкостей (РЖ) сепаратора первой ступени сепарации, промежуточного и низкотемпературного сепаратора, концентрацию регенерированного ингибитора, подаваемого на все защищаемые участки УНТС, и осуществляет индивидуальный контроль его расхода по каждой точке ввода. Подают от 60% и до 80% расчетного значения регенерированного метанола в точки ввода, расположенные в начале шлейфов кустов скважин пропорционально их производительности по добыче газоконденсатной смеси, и от 40% и до 20% расчетного значения регенерированного метанола в точку его ввода в линию после сепаратора первой ступени. Точное соотношение подачи регенерированного метанола в точки ввода каждого конкретного газодобывающего комплекса определяют по результатам натурного эксперимента, который проводят не реже одного раза в год. Оптимизируется расход ингибитора для предупреждения гидратообразования и эффективно организовывается режим работы УНТС. 1 ил.

Изобретение относится к области подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому управлению отмывкой ингибитора - метанола из нестабильного газового конденсата (НГК). Способ оптимизации процесса отмывки ингибитора включает автоматическое поддержание технологических параметров процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту, отделение водометанольного раствора - BMP и НТК с отмывкой ингибитора - метанола из конденсата, отвод его через клапан-регулятор и последующую регенерацию метанола из полученного BMP с возвратом его в технологический процесс. При запуске установки в эксплуатацию АСУ ТП осуществляет поиск уставки минимально возможного расхода BMP с низкой концентрацией метанола, подаваемого на вход инжекции инжектора и гарантирующего максимальную отмывку метанола из НТК с минимальными затратами энергии на его регенерацию. Технический результат изобретения: повышение точности нахождения значения уставки минимально возможного расхода BMP с низкой концентрацией метанола, который гарантирует максимально возможную отмывку метанола из НГК. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому поддержанию плотности нестабильного газового конденсата (НТК) с применением турбодетандерных агрегатов (ТДА) в установках низкотемпературной сепарации газа (далее установка) северных нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) РФ, подаваемого в магистральный конденсатопровод (МКП). Способ включает очистку поступающей из добывающих скважин газоконденсатной смеси от механических примесей в сепараторе первой ступени сепарации и разделение газоконденсатной смеси на НТК, газ и водный раствор ингибитора (ВРИ), с последующим отводом НТК и ВРИ в разделитель жидкостей (РЖ). Далее из РЖ ВРИ отводят на регенерацию ингибитора в цех регенерации ингибитора, а НТК подается насосом в МКП. Газ выветривания из РЖ используют на собственные нужды, либо компримируют и закачивают в МГП, либо утилизируют. Плотность НТК контролирует АСУ ТП датчиком плотности НТК и управляет ей. Одновременно АСУ ТП контролирует температуру газа на выходе низкотемпературного сепаратора, автоматически поддерживая ее путем управления скоростью вращения ротора ТДА, которая задается каскадом из двух ПИД-регуляторов, реализованных на базе АСУ ТП установки. Для этого на вход задания SP ПИД-регулятора поддержания плотности НТК на выходе РЖ АСУ ТП подает сигнал уставки плотности НТК, значение которой задает обслуживающий персонал. А на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал фактической плотности НТК с датчика, установленного на выходе РЖ. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV сигнал уставки частоты вращения ротора ТДА, обеспечивающей необходимое охлаждение газожидкостной смеси, поступающей на вход низкотемпературного сепаратора, и гарантирующей достижение необходимой плотности НТК на выходе РЖ. Сигнал этой уставки с выхода CV поступает на вход задания SP ПИД-регулятора управления скоростью вращения ротора ТДА. Одновременно на вход обратной связи PV этого ПИД-регулятора, с датчика частоты вращения ротора ТДА, подают сигнал фактической скорости вращения ротора ТДА. Сравнивая поступающие на входы сигналы, ПИД-регулятор управления скоростью вращения ротора ТДА формирует на своем выходе CV сигнал управления КР, установленным на выходе с турбины ТДА. Параллельно указанному каскаду ПИД-регуляторов устанавливают второй каскад ПИД-регуляторов, также реализованный на базе АСУ ТП. Этот каскад управляет расходом добытой смеси, поступающей на вход установки. Каждый из этих двух каскадов ПИД-регуляторов снабжают входом Start/Stop, подав на который сигнал логический «ноль», АСУ ТП налагает запрет на работу каскада, а подав сигнал логическая «единица», включает его в работу. При этом первый каскад ПИД-регуляторов управляет технологическим процессом с момента запуска установки в работу и до тех пор, пока рабочий орган КР, регулирующий расход газа, проходящего через турбину ТДА, не достигнет одного из своих крайних положений, полностью открыт или прикрыт до предельно допустимой величины. Как только рабочий орган этого КР окажется в одном из крайних положений, АСУ ТП блокирует работу первого каскада ПИД-регуляторов, подав на его вход Start/Stop сигнал логический «ноль». Одновременно АСУ ТП подает сигнал логическая «единица» на вход Start/Stop второго каскада ПИД-регуляторов, разрешив ему управлять расходом добытой газожидкостной смеси, поступающей на вход установки, с помощью КР, установленного на ее входе. Благодаря такому переключению АСУ ТП поддерживает заданную плотность НТК, подаваемого из РЖ в МКП. Осуществив переключение управления поддержания плотности НТК с одного каскада ПИД-регуляторов на другой, АСУ ТП генерирует сообщение оператору о переходе установки на новый режим работы. Заявляемый способ позволяет повысить качество принятых управляющих решений на установке путем исключения человеческого фактора из управления технологическим процессом поддержания плотности НТК, снижение вероятности риска возникновения осложнений и аварий в МКП. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для уточнения строения нефтегазоконденсатных месторождений, повышения эффективности процесса их освоения, а также для повышения безопасности разработки нефтегазоконденсатных месторождений. Предложен способ сейсмического мониторинга процесса освоения нефтегазоконденсатных месторождений севера РФ, включающий проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара с прогнозированием ориентации систем субвертикальных трещин. Способ предусматривает стационарное размещение комплекта сейсмокос у каждого куста добывающих скважин. Расстановку осуществляют по данным геологической модели месторождения, построенной на основании результатов трехмерной сейсморазведки, геофизическим исследованиям и исследованиям имеющихся наблюдательных и добывающих скважин. При этом обосновывают минимальное число устанавливаемых сейсмодатчиков и их шаг в каждой сейсмокосе, гарантирующие выявление пространственной миграции углеводородных флюидов вдоль стволов добывающих и исследовательских скважин куста в вышележащие горизонты, способные аккумулировать углеводородные флюиды в объемах, достаточных для аккумулирования их в техногенные залежи. Сейсмокосы комплекта подключают к контролируемому пункту (КП) системы телеметрии кустов газовых скважин (СТ КГС), входящей в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) газодобывающего промысла, и установленному на этом кусте добывающих скважин. Контроллер КП с индивидуально заданной дискретностью опрашивает все датчики куста скважин, связанные с ведением технологических процессов промысла и сейсмодатчики подключенного к нему комплекта сейсмокос. Этот опрос контроллер осуществляет с периодичностью, задаваемой Геологической службой газодобывающего предприятия. Контролер записывает в свою память получаемую от датчиков информацию, которую передает по каналу радиосвязи АСУ ТП во время сеанса опроса ею в пункт управления (ПУ) СТ КГС. Из ПУ СТ КГС, по каналам связи информационно-управляющей системы диспетчерского управления (ИУС ДУ) газодобывающего предприятия, полученные данные сейсмометрии передают для предварительной обработки и анализа в Геологическую службу предприятия, которая реализует программу сейсмомониторинга территории месторождения. При выявлении признаков начала этого процесса Геологическая служба предприятия отправляет полученные данные по каналам радиосвязи или интернет в институт по проблемам нефти и газа для детального анализа и предложения управляющих решений по снижению рисков потенциальных последствий образования техногенных залежей, полномасштабной 3D сейсморазведки станции, используя для этого ее штатное оборудование. Технический результат – повышение эффективности и информативности контроля за разработкой месторождения и оценки возможности образования техногенных залежей, снижение рисков геоэкологических инцидентов в процессе эксплуатации месторождения. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому поддержанию расхода газа и газожидкостной смеси (далее - газа) на установке комплексной подготовки газа (УКПГ). Сущность изобретения. Способ автоматического поддержания расхода газа УКПГ в районах Крайнего Севера включает проведение геологических исследований скважин в процессе разработки месторождения и ввод параметров ограничений на их работу в базу данных (БД) автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). Скважины оснащают контрольно-измерительной аппаратурой и объединяют их в кусты с последующим подключением каждого куста газодобывающих скважин к газосборному шлейфу (ГСШ). В конце каждого ГСШ устанавливают клапан-регулятор (КР), после которого ГСШ подсоединяют к коллектору сырого газа (КСГ). Из КСГ добытый газ поступает в сепаратор, после него далее в цех подготовки газа УКПГ. Техническим результатом является автоматическое поддержание заданного расхода газа по УКПГ, обеспечивающее эффективное ведение технологических процессов на УКПГ согласно требованиям ее технологического регламента и оперативное распределение нагрузки по добыче газа между ГСШ, с учетом индивидуальных ограничений на эксплуатацию скважин, ГСШ и КСГ. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Заявлен способ эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа. Техническим результатом является увеличение (поддержание) дебита скважин, обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений, увеличение коэффициента газоотдачи, а также расширение области применения струйных аппаратов при добыче газа. Способ включает добычу газожидкостной смеси со скважин. Сепарацию свободного газа от жидкости и последующую подачу его на вход камеры смешения струйного аппарата, который снижает устьевое давление газовых скважин и увеличивает фактическую скорость потока добываемой газожидкостной смеси с забоя скважины. Высоконапорный поток для эжекции низконапорного газа создают водометанольным раствором, который используют в режиме рециркуляции. Захватываемый добытый газ выделяют в первой секции буллита за счет центробежных и гравитационных сил и направляют его по газопроводу-шлейфу на установку комплексной подготовки газа. Осуществляют отбор части этого газа, которую периодически закачивают в затрубное пространство отдельных эксплуатационных скважин для удаления из их насосно-компрессорных труб скопившегося столба жидкости. Выбор НКТ осуществляет АСУ ТП по значениям контролируемых ее системой телемеханики газового промысла на устьях скважин параметров, позволяющих выявлять скважины, которые требуют проведения этой операции. Выделенную в сепараторе дегазированную жидкость направляют во вторую секцию буллита, из которой осуществляют ее закачку обратно в пласт месторождения ниже уровня газоводяного контакта через наименее производительную или бездействующую скважину куста. Скважина имеет максимальное удаление от забоев других скважин куста. Также заявлено устройство для реализации способа. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ включает предварительную очистку добытой газожидкостной смеси от механических примесей, отделение из нее части смеси нестабильного газового конденсата (НГК) и водного раствора ингибитора (ВРИ) в сепараторе первой ступени редуцирования, которые по мере их накопления в нижней части этого сепаратора отводят в разделитель жидкостей (РЖ). Частично очищенную добытую смесь с этого сепаратора подают в аппарат воздушного охлаждения (АВО), управляемого отдельной системой автоматического управления (САУ) АВО, где ее охлаждают за счет теплообмена с окружающей средой. На выходе с АВО газожидкостную смесь разделяют на два потока, которые дополнительно охлаждают в первых секциях рекуперативных теплообменников (ТО) «газ-газ» и ТО «газ-конденсат». При этом разделение на потоки осуществляет клапан-регулятор (КР) расхода газожидкостной смеси, установленный на входе ТО «газ-конденсат». Потоки газожидкостной смеси, после выхода их из первых секций ТО, объединяют и через КР, выполняющий роль управляемого редуктора, подают в низкотемпературный сепаратор газа, оснащенный датчиком температуры. В этом сепараторе она окончательно разделяется на осушенный холодный газ и смесь ВРИ с НГК, которую направляют на вход второй секции ТО «газ-конденсат» и далее в РЖ, из которого НТК направляют в магистральный конденсатопровод (МКП), ВРИ на регенерацию, а поток выделенного газа - газ выветривания - из РЖ транспортируют для утилизации или компримируют и подают в магистральный газопровод (МГЦ). Выходящий из низкотемпературного сепаратора холодный осушенный газ разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции ТО «газ-газ», а второй - на байпас этой секции, оснащенный КР расхода газа через него. Этот КР обеспечивает автоматическое поддержание температуры в низкотемпературном сепараторе, осушенного газа на входе в МГП и НГК на входе в МКП, работая в паре с КР, установленным на входе ТО «газ-конденсат». Работой этих КР управляют ПИД-регуляторы, реализованные на базе АСУ ТП установки. Для управления режимом работы САУ АВО используют отдельный, третий, ПИД-регулятор, также реализованный на базе АСУ ТП. На вход заданий SP всех трех ПИД-регуляторов АСУ ТП подает единое значение сигнала уставки температуры Т в низкотемпературном сепараторе газа, которую необходимо поддерживать при текущих условиях работы установки. Одновременно на вход обратной связи PV этих же ПИД-регуляторов АСУ ТП подает сигнал значения фактической температуры - Т с датчика температуры в низкотемпературном сепараторе. Также АСУ ТП задает порядок включения и отключения этих ПИД-регуляторов путем подачи на их вход Start/Stop сигнала в виде логической «единицы» и логического «нуля». Заявляемый способ позволяет максимально использовать производимый на установке холод для автоматического поддержания температурного режима в низкотемпературном сепараторе и оптимизировать энергопотребление АВО установки с соблюдением технологических норм и ограничений, предусмотренных ее технологическим регламентом. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи и подготовки природного газа к дальнему транспорту на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) Севера РФ. Способ включает контроль средствами автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) УКПГ ряда параметров. Среди них расход осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод (МГП), и расход нестабильного газового конденсата (НТК), поступающего в магистральный конденсатопровод (МКП). АСУ ТП поддерживает температуру сепарации газа в каждом низкотемпературном сепараторе и управляет режимом его работы при заданном значении расхода газа по нему. АСУ ТП, получив задание по объему добычи НТК УКПГ, исполняет его с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НТК в МКП, реализованного на базе АСУ ТП. На вход задания SP этого пропорционально интегрально дифференцирующего (ПИД) регулятора ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно на его вход обратной связи PV подает сигнал текущего расхода НТК в МКП. Сравнивая задание и текущий расход НТК, этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV сигнал задания, который подает на вход задания SP ПИД-регуляторов всех технологических линий (ТЛ) низкотемпературной сепарации (НТС) газа, которые также реализованы на базе АСУ ТП. На вход обратной связи PV этих ПИД-регуляторов АСУ ТП подает сигнал фактического расхода осушенного газа по УКПГ. Также одновременно на вход Kp ПИД-регуляторов каждой ТЛ НТС подается для нее сигнал значения коэффициента пропорциональности Кп_i, (где i - номер ТЛ НТС), определяющий степень воздействия этого ПИД-регулятора на управляемый им клапан-регулятор (КР) расхода газа по его ТЛ НТС. При этом величина коэффициента пропорциональности Кп_i определяется для каждой ТЛ НТС ее блоком расчета коэффициента пропорциональности в зависимости от холодопроизводительности ее аппарата воздушного охлаждения (АВО), установленного после сепаратора первой ступени сепарации, и его работа контролируется индивидуальной системой автоматического управления - САУ. При этом САУ в соответствии с заданием АСУ ТП, вырабатываемым с учетом текущих параметров технологического процесса в каждом низкотемпературном сепараторе и состояния окружающей среды, контролирует холодопроизводительность АВО газа и подает соответствующий ей сигнал в блок расчета коэффициента пропорциональности ее ТЛ НТС. Применение данного способа позволяет обеспечить заданную степень извлечения НТК из природного газа на УКПГ на стадиях постоянной, падающей и завершающей стадиях эксплуатации НГКМ при соблюдении норм и ограничений на технологические параметры процесса, предъявляемые технологическим регламентом установки. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому управлению отмывкой ингибитора - метанола из нестабильного газового конденсата (НГК) на установках низкотемпературной сепарации (НТС) газа (далее установка), расположенных в районах Севера РФ. Способ включает автоматическое поддержание автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП), в рамках заданных границ, технологических параметров процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Для этого АСУ ТП осуществляет поиск оптимального расхода водометанольного раствора (BMP) низкой концентрации, который будет подаваться на вход инжекции инжектора, при запуске установки в работу, периодически, либо при изменении режима работы установки, а также по заданию оператора для текущих параметров технологического процесса. Процесс поиска ведется с учетом его инерционности технологических процессов в установке. По окончании поиска АСУ ТП фиксирует найденное значения оптимального расхода BMP низкой концентрации в виде уставки в своей базе данных до следующего цикла ее поиска. После фиксации значения уставки АСУ ТП осуществляет поддержку подачи найденного оптимального расхода BMP низкой концентрации в режиме пропорционально-интегрально-дифференцирующего (ПИД) регулирования. Этот поток BMP низкой концентрации подается через инжектор в объединенный поток газожидкостной смеси, поступающий в разделитель жидкости (РЖ) второй ступени сепарации из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа. АСУ ТП осуществляет контроль концентрации метанола в BMP, отводимом из РЖ второй ступени сепарации на регенерацию, и его расхода. Одновременно АСУ ТП контролирует расход НТК, подаваемого из РЖ второй ступени сепарации в МКП. И как только она обнаружит отклонение текущего значения расхода BMP, либо концентрации метанола в нем, либо изменение расхода НТК от заданных значений, с учетом установленных границ отклонения от зафиксированного в базе данных АСУ ТП на этот цикл оптимального расхода BMP низкой концентрации, она сразу переключается на режим определения его нового значения. Способ обеспечивает: автоматическое поддержание максимально возможной отмывки метанола из НГК в реальном режиме работы установки с минимальными энергозатратами на ведение технологического процесса регенерации метанола в рамках технологических норм и ограничений, регламентируемыми технологическим регламентом установки, существенное повышение качества НГК, подаваемого в МКП. 2 ил.

Изобретение относится к области подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому управлению отмывкой ингибитора – метанола - из нестабильного газового конденсата (НГК) на установках низкотемпературной сепарации газа, расположенных в районах Севера РФ. Способ включает отделение водометанольного раствора (BMP) из НГК в сепараторах газа и разделителях жидкости (РЖ) первой и второй ступеней сепарации газа. В РЖ последней ступени производится отмывка метанола из конденсата с помощью BMP низкой концентрации. Получаемый BMP на выходе РЖ второй ступени сепарации газа поступает на регенерацию метанола с его возвратом в технологический процесс подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту на установке, контролируемой автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП). АСУ ТП с заданной периодичностью производит поиск оптимального расхода BMP низкой концентрации, который необходимо подавать в газожидкостную смесь, поступающую из промежуточного и низкотемпературного сепараторов для отмывки из НТК метанола. При этом учитывается инерционность технологических процессов. Найденное значение АСУ ТП фиксирует в своей базе данных (БД) как уставку оптимального расхода BMP низкой концентрации. После этого, автоматически, в режиме ПИД-регулирования АСУ ТП поддерживает подачу найденного оптимального расхода BMP низкой концентрации для инжекции в объединенный поток газожидкостной смеси, поступающий в РЖ из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа. АСУ ТП с заданной периодичностью контролирует фактическую концентрацию метанола в потоке BMP низкой концентрации, подаваемом на вход инжекции инжектора. Также АСУ ТП контролирует температуру и концентрацию метанола в BMP на выходе РЖ последней ступени сепарации газа. И во время поиска уставки оптимального расхода BMP низкой концентрации, подаваемого на вход инжекции инжектора для отмывки метанола, АСУ ТП перед каждым следующим шагом повышения его расхода производит вычисление ожидаемой концентрации метанола в BMP на выходе РЖ последней ступени сепарации газа, используя формулу. АСУ ТП после выполнения расчета , используя данные измерения фактической температуры BMP на выходе РЖ последней ступени сепарации газа, по специальной таблице, загруженной в ее базу данных, оценивает возможность замерзания BMP на следующем, i-ом шаге. И, если для следующего шага поиска уставки разница между фактической температурой BMP и оценкой температуры замерзания BMP окажется меньше 5°С, АСУ ТП останавливает поиск уставки и назначает в качестве ее расход BMP низкой концентрации, полученный на (i-1)-ом шаге. Способ обеспечивает повышение надежности функционирования установки и предотвращает возникновение аварийных ситуаций на производстве, связанных с потенциальной возможностью замерзания BMP на выходе РЖ последней ступени. 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к области добычи и подготовки газового конденсата к дальнему транспорту. Способ автоматического управления технологическим процессом подачи газового конденсата в магистральный конденсатопровод (МКП) включает автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП), управляющую работой параллельно работающих насосных агрегатов. Каждый из агрегатов связан с всасывающим трубопроводом, а их напорные трубопроводы входят в коллектор МКП. МКП за коллектором оснащен датчиком расхода конденсата. Электродвигатель (ЭД) каждого агрегата подключен к индивидуальному преобразователю частоты и оснащен датчиком тока в линии его электропитания. Задание на изменение частоты вращения ЭД выдает индивидуальный пропорционально-интегрально-дифференцирующий ПИД-регулятор. АСУ ТП, получив задание по производительности установки комплексной подготовки газа, разделяет все готовые к работе насосные агрегаты на три группы. В первую группу входит один насосный агрегат - основной. Во вторую группу входят агрегаты, которые вместе с основным агрегатом обеспечат выполнение плана по подаче конденсата в МКП. Эту группу АСУ ТП определяет как работающие. Третью группу АСУ ТП относит к группе резервные и будет их использовать в случае необходимости. Разделение на группы АСУ ТП производит с помощью двух блоков коммутации, подключенных к ПИД-регулятору каждого агрегата. Первый блок коммутации коммутирует один из двух типов сигнала задания и подает требуемый сигнал задания на вход задания SP его ПИД-регулятора в зависимости от группы, в которую включен агрегат. Второй блок коммутации коммутирует один из двух типов сигнала обратной связи и подает выбранный сигнал на вход обратной связи PV его ПИД-регулятора в зависимости от группы, в которую включен агрегат. По команде на запуск системы АСУ ТП включает основной агрегат, подав с помощью первого блока коммутации на вход задания SP его ПИД-регулятора сигнал плана по прокачке конденсата в МКП, который устанавливает диспетчер газодобывающего предприятия. Одновременно, используя второй блок коммутации, АСУ ТП подает на вход обратной связи PV ПИД-регулятора основного агрегата сигнал датчика расхода газового конденсата в МКП. После выхода основного насосного агрегата на рабочий режим АСУ ТП последовательно запускает в работу насосные агрегаты из группы работающих. Для этого она, используя первый блок коммутации, подает на вход задания SP их ПИД-регуляторов сигнал, равный значению среднего тока в линиях электропитания основного агрегата и включенных параллельно с ним насосных агрегатов из группы работающих вместе с вновь подключаемым к ним агрегатом. При этом значение среднего тока АСУ ТП вычисляет по формуле, учитывающей значение тока в линии электропитания ЭД основного агрегата, значение тока в линии электропитания ЭД i-го включенного и включаемого агрегата из группы работающих. А на вход обратной связи PV этих ПИД-регуляторов АСУ ТП, используя их вторые блоки коммутации, подает сигнал с датчиков тока, установленных в линии питания управляемых ими ЭД агрегатов. При этом АСУ ТП осуществляет контроль всех измеряемых параметров и пересчет значений вычисляемых параметров с заданной периодичностью, гарантирующей непрерывность управления технологическим процессом. Изобретение направлено на поддержание заданного расхода перекачиваемого газового конденсата в МКП с высокой надежностью и минимальными энергозатратами путем автоматического равномерного распределения нагрузки между агрегатами. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области геоэкологии и может быть использовано для идентификации микробного загрязнения водной среды. С этой целью на территории пастбищного скотоводства, по карта-схеме крупного масштаба, М 1:200000 и крупнее, определяют место выпаса скота. Затем с места выпаса скота отбирают усредненный репрезентативный образец навоза, который высушивают (при комнатной температуре) и просеивают (через сито диаметром ячеек 3 мм) для получения сухого образца. Из этого образца берут пробы массой по 1 г в количестве 5 партий по 6 штук в каждой, т.е. всего 30 проб. Первая партия представляет собой сухие пробы навоза и идет под номером №1 (соотношение навоз: вода в ней равно 1:0). Остальные 4 партии сухих проб навоза помещают в центрифужные пробирки на фильтровальную бумагу с размером пор 12-15 мкм (например, марки "Черная лента" по международной классификации). Затем в пробирки добавляют дистиллированную воду без перемешивания с пробой в соотношениях навоз: вода, равных 1:1 для второй партии, 1:2 для третьей партии, 1:3 для четвертой партии и 1:4 для пятой партии. Таким образом, имитируется низкообъемная влажность навоза, характерная в случае выпадения дождя (соотношение навоз: вода в пределах 1:1÷1:2), и высокообъемная влажность навоза, характерная в случае таяния снега (соотношение навоз: вода в пределах 1:3÷1:4). Центрифужные пробирки с пробами вставляют в ротор центрифуги и тут же центрифугируют не менее 5 минут для получения из них водных проб навоза соответственно под номерами №2, №3, №4 и №5. После этого каждую пробу первой партии и каждую водную пробу остальных партий помещают в индивидуальные модифицированные колбы Эрленмейера с добавлением необходимых реагентов и инкубируют их в термостате при +30°С в течение одних суток. По завершению инкубирования анализируют активность фермента дегидрогеназы в пробах №1, №2, №3, №4 и №5 спектрофотометрическим методом с необходимой математической обработкой полученных результатов для каждой партии проб. Достигается повышение оперативности и упрощение идентификации. 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к ведению процесса осушки газа на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) сеноманских залежей нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ). Способ автоматического распределения нагрузки между технологическими линиями осушки газа - ТЛОГ на установках комплексной подготовки газа - УКПГ, расположенных на Севере РФ, включает автоматизированную систему управления - АСУ ТП, которая управляет производительностью цеха осушки газа - ЦОГ в соответствии с вводимым диспетчерской службой заданием для УКПГ, снижая или повышая с заданным шагом квантования производительность лишь одной, заранее выбранной i-й ТЛОГ на величину, обеспечивающую вывод УКПГ на плановый расход газа Fзд, последовательно открывая или закрывая клапан-регулятор - КР i-й ТЛОГ. После планово-предупредительного ремонта и/или обслуживания ЦОГ осуществляют настройку индивидуальных коэффициентов ПИД-регуляторов всех ТЛОГ в зависимости от состояния их оборудования, с учетом результатов газодинамических исследований скважин промысла и данных лабораторных исследований параметров добываемого газа. По команде диспетчерской службы запускают УКПГ с необходимым числом ТЛОГ в эксплуатацию, подавая на вход задания SP каждого ПИД-регулятора включенных ТЛОГ единый сигнал планового задания подготовки газа по УКПГ. В результате обработки этих сигналов каждый из ПИД-регуляторов формирует сигнал управления, поступающий на клапан-регулятор КР контролируемой им ТЛОГ. Одновременно с этим АСУ ТП осуществляет индивидуальный контроль фактической температуры точки росы осушенного газа на выходе каждой ТЛОГ, сравнивая ее с требуемым нормативами заданием. Способ позволяет в автоматическом режиме оперативно с учетом состояния ТЛОГ распределять нагрузку между ними, обеспечивая тем самым заданную степень осушки газа при минимальных энергетических и материальных затратах и соблюдении всех ограничений на технологические параметры процесса. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при построении карты изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ). Техническим результатом является повышение точности оперативного построения в автоматическом режиме карты изобар месторождения с использованием информационно-управляющей системы (ИУС НГКМ) на любую заданную дату по требованию обслуживающего персонала. Способ включает использование паспортных данных скважин, которые занесены в базу данных (БД) ИУС НГКМ. Одновременно ИУС НГКМ контролирует средствами системы телеметрии кустов газовых скважин устьевое давление Ру, устьевую температуру Ту, расхода газа Qи, и записывает их в свою БД. По результатам этих измерений ИУС НГКМ осуществляет проверку каждой эксплуатируемой скважины на отсутствие нештатных ситуаций в ее работе. В случае выявления нештатной ситуации в работе скважины ИУС НГКМ исключает результаты сделанных измерений для построения карты изобар на эту дату и использует среднесуточное расчетное значение пластового давления, которое было определено на этой скважине непосредственно перед выявлением нештатной ситуации. Одновременно ИУС НГКМ выдает соответствующее сообщение обслуживающему персоналу для немедленного принятия мер по устранению нештатной ситуации.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газоконденсатных месторождений для обеспечения максимального текущего и потенциально возможного конечного коэффициентов конденсатоотдачи благодаря оперативной оптимизации технологического режима эксплуатации каждой скважины индивидуально. Технический результат заключается в максимизации текущего выхода конденсата и потенциально возможного конечного коэффициента его извлечения на основе оперативного регулирования процесса разработки залежи с индивидуальным подходом к управлению режимом работы каждой скважины и назначению проведения исследования скважин по состоянию залежи. Регулирование осуществляется с использованием автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП), интегрированной с программным комплексом по работе с геологической информацией (ПКГИ), включающим геолого-технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции» и численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин. Технический результат достигается благодаря тому, что проводят специальные исследования скважин по определению зависимости удельного содержания конденсата в добываемом газе от дебита и депрессии на пласт при различном пластовом давлении. Осуществляют ранжирование скважин по соотношению газа сепарации и нестабильного конденсата в объеме добываемой продукции. Полученные рассчитанные характеристики вводят в базу данных (БД) АСУ ТП. Далее АСУ ТП совместно с ПКГИ, используя технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции», определяет интегральные показатели работы промысла для обеспечения стабильной работы системы сбора и подготовки продукции, вычисляет минимально и максимально возможные режимы работы для каждой скважины. Далее с заданным шагом дискретизации система последовательно перераспределяет добычу газа между скважинами с учетом соотношения добычи газа и газового конденсата, индивидуального для каждой скважины, добиваясь максимизации объема добычи газового конденсата в целом по промыслу. При этом на каждом шаге АСУ ТП повторяет расчеты и получает корреляционную зависимость величины извлекаемого конденсата от общего объема добываемого газа, которую выдает на экран операторам вместе с информацией о степени соблюдения технологических ограничений. На основе этих данных система и/или операторы принимают оперативное решение об установлении текущего уровня добычи газа, конденсата и соответствующих параметров технологического режима индивидуально для каждого управляемого объекта системы «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции». 1 з.п. ф-лы.

Способ предназначен для оптимизации процесса отмывки ингибитора из нестабильного газового конденсата (НТК) на установках низкотемпературной сепарации (НТС) газа, реализуемый автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП). Способ включает автоматическое управление процессом НТС газа, обеспечивающее: автоматическое поддержание в рамках заданных границ технологическим регламентом установки технологических параметров процесса подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту; отделение водометанольного раствора (BMP) из НТК в сепараторах газа и разделителях жидкостей первой и второй ступеней сепарации газа с отмывкой метанола из конденсата в разделителе жидкостей второй ступени сепарации газа и последующей его регенерацией из получаемого BMP с возвратом регенерированного метанола в технологический процесс подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту на установке; выделение газа из НТК в разделителях жидкостей первой и второй ступеней сепарации газа для транспортировки его на утилизацию или компримирование и подачи в магистральный газопровод; транспортировки НТК из разделителей жидкостей первой и второй ступени сепарации газа в магистральный конденсатопровод; отвод одной части BMP с низкой концентрацией метанола из разделителя жидкостей первой ступени сепарации газа через клапан-регулятор подержания уровня BMP в разделителе жидкостей первой ступени сепарации газа установки на утилизацию, например путем закачки данного раствора в пласт, и отвод другой части BMP с низкой концентрацией метанола через клапан-регулятор и инжектор в разделитель жидкостей второй ступени сепарации газа для отмывки метанола из НТК, причем при запуске установки в работу для текущих параметров технологического процесса АСУ ТП с учетом его инерционности производит поиск оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола, подаваемого из разделителя жидкостей первой ступени сепарации газа, который необходимо инжектировать в объединенный поток смеси НТК и BMP, поступающий на вход инжектора из промежуточного и низкотемпературного сепараторов, для достижения максимально возможной отмывки метанола в разделителе жидкостей второй ступени из НТК в BMP, отводимый на регенерацию, после чего АСУ ТП фиксирует найденное значение оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола в виде уставки в своей базе данных, и далее, автоматически, в режиме ПИД-регулирования поддерживает подачу найденного оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола для инжекции в объединенный поток НТК и BMP, поступающий в инжектор из промежуточного и низкотемпературного сепараторов газа, и эта поддержка подачи оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола осуществляется до момента значимого изменения параметров технологического процесса или поступления команды на реализацию следующего цикла поиска новой уставки оптимального расхода BMP с низкой концентрацией метанола, инжектируемого в объединенный поток смеси НТК и BMP, поступающий на вход инжектора. Технический результат – снижение энергозатрат на регенерацию метанола. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для предупреждения гидратообразования и разрушения гидратов на установках низкотемпературной сепарации (НТС) газа. Ингибитор подают в точки перед защищаемыми участками, комплекс которых представляет собой установку низкотемпературной сепарации газа НТС. АСУ ТП обеспечивает подачу ингибитора в количестве, достаточном для предупреждения гидратообразования, минимизируя его расход. Для этого АСУ ТП контролирует: расход газожидкостной смеси на входе и выходе сепаратора первой ступени сепарации; температуру и давление газожидкостной смеси на входной линии установки, в сепараторе первой ступени сепарации, промежуточном и низкотемпературном сепараторе; концентрацию ингибитора в водном растворе на выходе разделителей жидкости сепаратора первой ступени сепарации, промежуточного и низкотемпературного сепаратора; концентрацию и расход регенерированного ингибитора, подаваемого на каждый защищаемый участок установки. Управление расходом регенерированного ингибитора осуществляет клапан-регулятор управляемый ПИД-регулятором, на вход обратной связи PV которого поступает сигнал с датчика расхода регенерированного ингибитора. На вход задания SP этого ПИД-регулятора подается сигнал расчетного значения расхода ингибитора, скорректированного поправкой на фактическую концентрацию регенерированного ингибитора. Эту поправку вычисляет блок коррекции, на первый вход которого подают сигнал рассчитанного АСУ ТП значения массового расхода ингибитора для защищаемого участка, достаточный для требуемого снижения температуры гидратообразования. А на второй вход блока коррекции подают сигнал с выхода CV ПИД-регулятора подержания концентрации ингибитора в его водном растворе на выходе с защищаемого участка. На вход обратной связи PV ПИД-регулятора подержания концентрации ингибитора поступает сигнал с датчика концентрации водного раствора ингибитора, установленного на выходе её с защищаемого участка. А на вход задания SP ПИД-регулятора подержания концентрации ингибитора подается сигнал рассчитанного АСУ ТП значения концентрации водного раствора ингибитора, которая исключает гидратообразование в защищаемом участке. Технический результат заключается в оптимизации расхода ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках НТС газа, эксплуатируемых на Крайнем Севере. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при построении карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Техническим результатом является повышение точности оперативного построения карты изобар месторождения ИУС промысла в автоматическом режиме по требованию обслуживающего персонала. Способ включает использование результатов газогидродинамических исследований (ГДИ) и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в базу данных (БД) информационно-управляющей системы (ИУС) добывающего промысла. ИУС контролирует средствами систем телеметрии кустов газовых скважин устьевое давление Ру, устьевую температуру Ту, расход газа Q и записывает их в свою БД. Используя записанные данные, ИУС определяет значения забойного Рз.р. и пластового давления Рпр.. Для повышения точности построения карты изобар, перед проведением ГДИ любой из скважин, ИУС подает команду в систему телеметрии на прекращение контроля этой скважины. После чего обслуживающий персонал промысла проводит ГДИ этой скважины. По окончании исследований обслуживающий персонал промысла осуществляет загрузку в БД ИУС результатов проведенных ГДИ скважины, включающих и измерение пластового давления Рп.ман. с помощью глубинного манометра. По окончании загрузки данных система производит расчет абсолютного отклонения последнего расчетного значения пластового давления от фактически измеренного для данной скважины по математической формуле и его относительного отклонения по математической формуле. Закончив указанные вычисления, ИУС подает команду системе телеметрии осуществлять контроль параметров скважины с заданным шагом дискретизации и передавать их ей. Получив эти данные, ИУС вычисляет уточненное значение пластового давления по математической формуле и вносит их в свою БД.

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому управлению производительностью установок низкотемпературной сепарации газа (далее установка). Предложен способ автоматического управления производительностью установки низкотемпературной сепарации газа в условиях Крайнего Севера, включающий контроль средствами автоматизированной системы управления технологическим процессами (АСУ ТП) установки низкотемпературной сепарации газа следующих параметров: расход осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод (МГП); расход нестабильного газового конденсата (НГК), поступающего в магистральный конденсатопровод (МКП); уровень НГК в буферной емкости; давление газа в МГП и давление конденсата в МКП. При этом осуществляют задание диспетчером газодобывающего предприятия по объему добычи НГК, поступающее в базу данных (БД) АСУ ТП, которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НГК в МКП. Для этого на вход задания SP указанного ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно на его вход обратной связи PV подает сигнал ткущего расхода НГК в МКП. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал задания производительности насосного агрегата, который обеспечивает заданный объем подачи НГК из буферной емкости в МКП. При этом сам ПИД-регулятор реализован на базе АСУ ТП. Одновременно АСУ ТП следит за уровнем НГК в буферной емкости, удерживая его в заданных пределах с помощью ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установки. Для этого на вход задания SP указанного ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК в МКП, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал текущего расхода НГК, поступающего из блока низкотемпературной сепарации газа в буферную емкость. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV управляющий сигнал, поступающий на клапан-регулятор, управляющий расходом добываемой газоконденсатной смеси, поступающей в блок низкотемпературной сепарации газа. При этом ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НГК работает в двух режимах: номинальном, если уровень НГК в буферной емкости не выходит за рамки верхней или нижней предупредительной уставки; с допустимым уровнем перерегулирования, если уровень НГК в буферной емкости вышел за рамки верхней или нижней предупредительной уставки. Переключение режимов работы указанного ПИД-регулятора осуществляет АСУ ТП с помощью коммутатора, подавая на его вход CS сигнал на коммутацию коэффициентов пропорциональности, которые постоянно подаются на входы этого блока коммутации. В результате соответствующее сложившейся ситуации значение коэффициента пропорциональности с выхода коммутатора поступает на вход Кр ПИД-регулятора поддержания уровня добычи НГК установкой. При этом номинальное и максимальное значения коэффициента пропорциональности назначаются по итогам газодинамических испытаний скважин с учетом проекта разработки месторождения. Изобретение обеспечивает автоматическое выполнение задания диспетчера газодобывающего предприятия по объему добычи НГК и поддержание его необходимого запаса в буферной емкости, гарантирующего бесперебойную работу насосного агрегата, контроль в режиме реального времени значений давления и расхода газа и НГК, подаваемых в МГП и МКП соответственно, и удержание стабильного режима работы установки во время переходных процессов, обеспечивая транспортировку НГК по МКП в однофазном состоянии, а также исключение «раскачки» режима работы установки и появления газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационных колонн (ЭК) в действующих газовых скважинах, а также для выявления интервалов скоплений газа за ЭК с использованием многозондового нейтронного каротажа. Технический результат заключается в расширении аналитические возможности нейтронных методов, позволяющих решить задачи контроля муфтовых соединений ЭК на герметичность и выявления скоплений газа за ЭК действующих газовых скважинах. Способ предусматривает регистрацию текущих интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом - и большом - зондах нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, и текущую интенсивносить потоков тепловых нейтронов на малом зонде - . Нормируют текущие показания указанных зондов на показания их в воде (Jннк.нт.мз.в., Jннк.нт.бз.в., Jннк.т.мз.в.) и в процессе построения диаграмм изменения указанных нормированных показаний по глубине газовой скважины, выделяют интервалы нахождения муфтовых соединений ЭК, где наблюдаются отрицательные аномальные значения - , а скопления газа за выделенными муфтовыми соединениями определяют по приращению показаний относительно показаний указанного зонда, зарегистрированных по глубине выше и ниже муфтовых соединений ЭК. При этом полное замещение цементного заполнения заколонного пространства газовым скоплением устанавливают по увеличению показаний в 2,0-2,2 раза и увеличению показаний не более чем в в 1,3-1,5 раза относительно фоновых значений. По зарегистрированным превышениям в 1,4-1,5 раза нормированных показаний интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт - над зарегистрированными нормированными показаниями интенсивности потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт - судят о скоплении газа в цементном камне за эксплуатационной колонной. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к экологии и может быть использовано для идентификации источника и времени загрязнения окружающей среды дихлордифенилтрихлорэтаном (ДДТ) в регионах Крайнего Севера. Для этого отбирают репрезентативные пробы почвы, воды, крови или грудного молока человека. Пробы анализируют и оценивают количественное содержание ДДТ и его метаболитов - дихлордифенилдихлорэтилена (ДДЭ) и дихлордифенилдихлорэтана (ДДД). Полученные данные обрабатывают статистическими методами для сравнения их содержания с санитарно-гигиеническими и экологическими нормативами, а также оценки их относительного содержания в пробах. В случае содержания ДДТ в почве и/или воде выше предельно допустимой концентрации источник загрязнения является точечным; при содержании ДДТ в почве и/или воде ниже предельно допустимой концентрации, источник загрязнения является диффузным. При содержании ДДТ и его метаболитов ДДЭ и ДДД в пробах почвы, воды, крови и/или грудного молока в соотношении , или только ДДТ, интервал времени с момента загрязнения менее 1 года. В случае содержания ДДТ и его метаболитов ДДЭ и ДДД в соотношении или , интервал времени с момента загрязнения превышает 1 год. Изобретение позволяет идентифицировать источник и время загрязнения пестицидом ДДТ для принятия профилактических и/или восстановительных мер по снижению загрязнения окружающей среды и негативного воздействия ДДТ на организм человека. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к методам нейтронного каротажа для определения минерализации скважинной жидкости по химическим элементам с аномальным поглощением нейтронов, с целью определения геологических параметров разрезов обсаженных нефтегазовых скважин. Техническим результатом является повышение достоверности определения минерализации и плотности скважинной жидкости. В способе, включающем измерение интенсивностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов, проходящих от источника нейтронов через скважинную жидкость, осуществляют вычисление функции минерализации как отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов к интенсивности потока тепловых нейтронов, нормированных на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов к интенсивности потока надтепловых нейтронов в пресной воде, по прилагаемой формуле, затем по калибровочной зависимости, полученной в результате измерений указанных интенсивностей потоков нейтронов, проходящих от источника нейтронов через водный раствор различной минерализации, и вычисления отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов к интенсивности потока тепловых нейтронов в минерализованном водном растворе, нормированных на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов к интенсивности потока надтепловых нейтронов в пресной воде, по прилагаемой формуле определяют величину минерализации скважинной жидкости. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к геоэкологии и, в частности, к охране окружающей среды на Крайнем Севере в районах добычи нефти. Способ предотвращения миграции нефти в подземные воды из загрязненных тундровых почв включает отбор на загрязненном участке усредненного образца почвы для определения в ней исходной концентрации нефти y0 и глубины ее проникновения в грунт. Равномерно вносят на загрязненный участок торф и заделывают его перемешиванием с почвой. На незагрязненном участке отбирают усредненный образец почвы из верхнего гумусо-аккумуляторного горизонта мощностью до 30 см, оценивают глубину проникновения нефти на загрязненном участке и его площадь и по этому комплексу данных определяют необходимое количество торфа для внесения на загрязненный участок. Объем торфа равномерно распределяют по всей поверхности загрязненного участка и заделывают в грунт путем перемешивания с загрязненным слоем почвы. После чего через каждые 10 суток на загрязненном участке отбирают усредненные образцы почвы для определения в них остаточной концентрации нефти y, вплоть до выявления статистически доказанной тенденции снижения ее концентрации в почве, после чего прогнозируют срок предотвращения миграции нефти в подземные воды из загрязненной почвы путем расчета времени достижения ориентировочно допустимой концентрации нефти для тундровых почв. Использование данного способа позволяет оптимизировать процесс рекультивации участка загрязненной нефтью почвы. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ включает очистку поступающей газоконденсатной смеси, поступающей из добывающих скважин, от механических примесей и разделение газоконденсатной смеси на НГК, газ и водный раствор ингибитора (ВРИ), с последующим отводом НГК и ВРИ в разделитель жидкостей для дегазации. Из разделителя жидкостей ВРИ отводят на регенерацию ингибитора в цех регенерации ингибитора, а НГК подают насосом в МКП. Газ выветривания из разделителя жидкости подают для использования на собственные нужды, на компримирование с последующей закачкой в магистральный газопровод (МГП) или на утилизацию. Для управления плотностью НГК АСУ ТП осуществляет контроль датчиком плотности плотность НГК, подаваемого в МКП. Одновременно АСУ ТП контролирует датчиком температуры температуру газа в низкотемпературном сепараторе и сравнивает ее с заданием, величина которого определяется автоматически каскадом из двух пропорционально-интегрально-дифференцирующих (ПИД) регуляторов, реализованных на базе АСУ ТП установки. Для этого на вход задания SP ПИД-регулятора поддержания плотности НГК на выходе разделителя жидкостей подают сигнал значения уставки плотности, значение которой задает обслуживающий персонал. А на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал фактической плотности с датчика плотности НГК, установленного на выходе разделителя жидкостей. Сравнивая эти сигналы, ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV сигнал уставки температуры, до которой необходимо охладить газожидкостную смесь, поступающую из сепаратора первой ступени сепарации аппаратами воздушного охлаждения (АВО) чтобы обеспечить достижение необходимой плотности НГК на выходе разделителя жидкостей, и подают ее на вход SP ПИД-регулятора поддержания температуры в низкотемпературном сепараторе, а на вход обратной связи PV этого ПИД-регулятора подают текущее значение температуры с датчика температуры, установленного в низкотемпературном сепараторе газа, сравнивая которые ПИД-регулятор на своем выходе CV формирует управляющий сигнал, который подают на вход САУ, управляющей режимами функционирования АВО. САУ АВО с учетом текущих параметров окружающей среды подбирает оптимальный режим эксплуатации АВО. Одновременно с этим АСУ ТП контролирует давление в разделителе жидкостей, автоматически поддерживая его значение, заданное технологическим регламентом установки, с помощью клапана-регулятора. Заявляемый способ позволяет в автоматическом режиме: контролировать и поддерживать заданную плотность НГК, подаваемого в МКП; предотвратить образование газовых пробок и их скоплений в конденсатопроводе; снизить вероятность риска возникновения аварийных ситуаций при эксплуатации МКП, связанных с колебаниями плотности НГК. 2 ил.

Использование: для геофизических исследований нейтронными методами обсаженных нефтегазоконденсатных скважин (НГКС), а именно для оценки фазового состояния легких углеводородов в поровом пространстве коллекторов. Сущность изобретения заключается в том, что применяют нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКнт) в комплексе с СНГК - спектрометрическим нейтронным гамма-каротажем, позволяющим определять фазовое состояние углеводородов в поровом пространстве коллекторов на разном радиальном удалении от стенки эксплуатационной колонны (ЭК) - «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина». По результатам измерения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ метода СНГК в поровом пространстве коллектора производят вычисление функции пористости коллектора - функции насыщения «дальней» зоны , функции насыщения «средней» зоны F(Hcp), функции насыщения «ближней» зоны F(Hб), функции насыщения «скважина» F(Hc) и осуществляют построение на кросс-плотах зависимостей от F(Hcp) от F(Hб) от F(Hc) от с помощью которых осуществляют определение геологических параметров насыщения порового пространства на каждой заданной глубине коллектора: - коэффициента газонасыщенности, КОГн - коэффициента объемной газонасыщенности по прилагаемым формулам. Технический результат: расширение функциональных возможностей нейтронных методов и повышение информативности исследований. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для контроля, оптимизации и повышения безопасности разработки месторождений углеводородов на акваториях Арктики и других морей. Предложен способ оперативного мониторинга образования техногенных залежей углеводородов в процессе эксплуатации акваториальных месторождений углеводородов в Арктике, включающий проведение трехмерной сейсморазведки на стадии разведки месторождения. По результатам ее данных осуществляют построение модели резервуара, прогнозируют ориентацию систем субвертикальных трещин и потенциальных слоев-коллекторов техногенных залежей углеводородов, которые могут образовываться в процессе эксплуатации месторождения. Исходя из этого и условия регистрации в первых вступлениях преломленных волн от сейсмического горизонта, расположенного ниже потенциальной техногенной залежи, рассчитывают удаление от источников упругих колебаний, расположение стационарных сейсмокос и минимально необходимое число сейсмоприемников в них. В процессе обустройства месторождения размещают стационарные сейсмокосы на дне акватории над месторождением в местах, определенных при проектировании, с заглублением ниже уровня дна на глубину не менее максимально возможного уровня экзарации ледовыми торосами и стамухами. В процессе эксплуатации месторождения с заданной периодичностью производят регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников. Эти источники размещают на буровых или эксплуатационных платформах, а также искусственных островах. При необходимости, с соответствующим обоснованием, источники упругих колебаний размещают и в специально пробуренных неглубоких скважинах, помещаемых, например, в контрольные точки геодезического полигона разрабатываемого месторождения. Контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде осуществляют по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени. При этом определяют пространственную миграцию углеводородных флюидов и положение формирующихся техногенных залежей. В случае если месторождение разрабатывается одновременно с нескольких добычных установок (ледостойких платформ и блок-кондукторов), группы сейсмокос и источники упругих колебаний размещают около каждой добычной установки. При этом в процессе эксплуатации месторождения, в каждом цикле испытаний осуществляют поочередное возбуждение упругих колебаний на добычных установках и регистрируют упругие колебания, которые передают в единый центр комплексной обработки данных. Технический результат - повышение эффективности и безопасности разработки месторождения углеводородов на акваториях, а так же исключение потенциальных безвозвратных потерь добываемых углеводородов за счет заколонных перетоков и образования техногенных залежей. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту. Способ предусматривает подачу газожидкостной смеси с выхода сепаратора первой ступени редуцирования на вход АВО и понижение температуры смеси до заданных значений температуры в низкотемпературном сепараторе. Затем охлажденную смесь разделяют на два потока и подают для дополнительного охлаждения через трубопровод на вход первой секции рекуперативного теплообменника «газ-газ» и на вход первой секции рекуперативного теплообменника «газ-конденсат» через клапан-регулятор расхода газожидкостной смеси. При этом (АСУ ТП) регулирует расход газожидкостной смеси, проходящей через теплообменник, обеспечивая поддержание заданной температуры НГК. Затем потоки газожидкостной смеси с выходов первых секций рекуперативных теплообменников объединяются и через клапан-регулятор, выполняющий роль управляемого редуктора, поступает в низкотемпературный сепаратор газа, оснащенный датчиком температуры. В результате редуцирования температура смеси падает до необходимого значения, которое поддерживается АСУ ТП путем регулирования с помощью ПИД-регуляторов и управляемого редуктора. В низкотемпературном сепараторе происходит окончательное разделение газожидкостной смеси на осушенный холодный газ и смесь (НГК с примесью ВРИ), которые подаются на вход второй секции рекуперативного теплообменника «газ-конденсат» и далее, в разделитель жидкости, в котором выделяются НГК и ВРИ, а также газ выветривания. НГК с помощью насосного агрегата подается в МКП. Отделенный ВРИ направляется в цех регенерации ингибитора УКПГ. Холодный газ, выходящий из низкотемпературного сепаратора, разделяют на два потока, один из которых подают на вход второй секции рекуперативного теплообменника «газ-газ», а второй - на байпас этой секции, оснащенный клапаном-регулятором расхода газа. АСУ ТП, используя клапан-регулятор расхода газа, изменяет соотношение потоков газа, проходящих через рекуперативный теплообменник и байпас, обеспечивая в реальном масштабе времени коррекцию температуры газа, необходимую для подачи его в МГП. Заявляемый способ позволяет: подержать заданный температурный режим технологических процессов установки, обеспечивающий ее эффективную эксплуатацию; осуществить контроль и поддержание необходимой температуры осушенного газа и нестабильного газового конденсата с целью защиты вечномерзлых грунтов от размораживания при подземной прокладке газопроводов на Крайнем Севере. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

Использование: для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью оценки их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и степени подвижности углеводородов комплексом разноглубинных нейтронных методов на этапе строительства нефтегазовых скважин. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и на зондах по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, вычисление функции пористости F(Kпт) и вычисление функции по хлору F(С1), производят построение на кросс-плотах функции хлора «жесткая» F(С1жт) от F(Kпт), функции хлора «мягкая» F(С1мт) от F(Kпт), F(С1ннкт) от F(Kпт) зависимостей и вычисляют функции насыщения по хлору F(С1ннкт) и F(С1ннкнт), а геологические параметры (ГП) насыщения пластов вычисляют по функциям насыщения: F(С1ннкт) и F(С1ннкнт) отдельно для комплекса СНГК+2ННКнт и СНГК+2ННКт по прилагаемым формулам, при этом в зависимости от изменения ГП насыщения пластов устанавливают ФЕС коллекторов и степень подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин. Технический результат: расширение функциональных возможностей нейтронных методов по зондированию прискважинной зоны с вычислением геологических параметров (ГП) насыщения пластов с последующим определением ФЕС и степени подвижности углеводородов. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью определения насыщения и фазового состояния углеводородов в пластах-коллекторах газовых и нефтегазовых скважин комплексом разноглубинных нейтронных методов. Технический результат заключается в расширении функциональных возможностей нейтронных методов для определения фазового состояния углеводородов и оценки параметров насыщения (ПН) пластов-коллекторов углеводородами на различном удалении от стенки эксплуатационной колонны нефтегазовых скважин путем применения многозондового нейтронного каротажа. В способе, включающем измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на двух зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и на двух зондах по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, вычисление функции пористости F(Kпт) и F(Kпнт), вычисление функции по хлору F(Cl), производят построение на кросс-плотах F(Cl_жт) от F(Kпт), F(Cl_мт) от F(Kпт), F(Cl_ннкт) от F(Kпт) зависимостей и вычисляют функции насыщения по хлору F(CI_ннкт) и F(CI_ннкнт), а ПН пластов вычисляют по указанным функциям отдельно для комплекса СНГК+2ННКнт и СНГК+2ННКт по прилагаемым формулам. 7 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области сельского хозяйства. Предложен способ биохимического контроля эффективности рекультивации нарушенных и/или загрязненных тундровых почв, включающий отбор проб и анализ активности фермента дегидрогеназы спектрофотометрическим методом. После чего, результаты анализа фермента подвергают статистической обработке. Способ позволяет корректно и оперативно контролировать эффективность рекультивации нарушенных и/или загрязненных тундровых почв. 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для оптимизации периодичности газодинамических исследований (ГДИ) скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях Крайнего Севера. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) выдает команду системе телемеханики кустов скважин (СТКС) на проведение испытаний. Получив команду, ее контролируемый пункт (КП) фиксирует на выбранной скважине значения забойного, устьевого и затрубного (если датчик установлен) давления, температуру газа на устье и дебит. Значение забойного давления КП определяют расчетным путем по соответствующей формуле. Затем КП останавливает работу выбранной скважины и заданным шагом дискретизации контролирует давление на устье и/или за колонной до полной его стабилизации. Далее КП во время сеансов связи эту информацию, сформированную в виде пакета, передает через ДП в АСУ ТП, которая на основе этой полученной информации от СТКС формирует кривую восстановления давления КВД скважины и сохраняет ее в своей базе данных (БД). После стабилизации давления по команде, поступивший из АСУ ТП в СТКС, КП осуществляет пуск скважины в работу с минимальным предварительно заданным дебитом Q и регистрирует с заданным шагом дискретизации во времени фактический дебит, устьевое и/или затрубное давление скважины. По окончании этого цикла система переключается на проведение испытаний скважины обратным ходом, с больших дебитов скважин к меньшим. Расчетным путем определяет значения забойного давления рз скважины и коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b. Эти параметры система использует для обработки результатов ГДИ на основе уравнения , описывающего приток газа к забою скважины, где рпл - пластовое давление, рз - забойное давление. Когда изменение параметров а, b и рпл после предыдущих испытаний укладывается в рамки допусков утвержденной модели разработки месторождения, на этом процесс ГДИ скважины заканчивается. Технический результат заключается в повышении эффективности способа оптимизации газодинамических исследований скважины, улучшении экологической безопасности.

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ОС-20, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, масс.%: ОС-20 80-85, лаурилсульфат натрия 15-20. 1 табл.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Технический результат - повышение эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений за счет обеспечения максимального уровня газо- и конденсатоотдачи. По способу повышают достоверность результатов гидродинамического моделирования и его оперативность за счет уточнения параметров геологической модели по оперативным данным контроля и регистрации базовых параметров эксплуатации залежи в режиме нестационарной фильтрации. Для этого планируют остановку промысла на заданный период и в последующем запускают его в эксплуатацию. Непосредственно после пуска промысла в эксплуатацию проводят исследования скважин методом гидропрослушивания для получения дополнительной информации, характеризующей функционирование разрабатываемой залежи. Используют все полученные данные и, в частности, пластовое давление, устьевое давление, температуру, расход газа или газоконденсатной смеси по каждой скважине или кусту скважин. Вносят соответствующие изменения в трехмерные геологическую и гидродинамическую модели залежи. Изобретение позволяет исключить неопределенность при определении направления перетоков пластовых флюидов и влияние скважин друг на друга при их работе в единую систему внутрипромыслового сбора газа. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для исследования проницаемости пластов газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, оценки газогидродинамической взаимосвязи между отдельными скважинами. Техническим результатом является повышение оперативности получения информации о состоянии разработки месторождения и информативности прослушивания куста скважин в реальном масштабе времени на газовых и газоконденсатных месторождениях. По данным стандартных газодинамических исследований (ГДИ) определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления уравнения притока газа к забою скважин и производят сравнение указанных коэффициентов с их величинами, определенными расчетным путем на основе секторной модели куста скважин, построенной по данным геофизических исследований и лабораторных исследований керна, и если коэффициенты не совпадают, уточняют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) секторной модели куста скважин используя фактические данные по притоку газа к забою скважин, полученные по результатам ГДИ, добиваясь совпадения расчетных и фактических коэффициентов уравнения притока газа к забою скважин, и после этого уточнения, используя ФЕС определяют радиус дренирования каждой скважины куста и выполняют ранжирование скважин по степени наложения контуров питания, определяют скважину, имеющую максимальную степень наложения площадей дренирования с остальными скважинами куста, после чего с помощью автоматизированной системы управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа (АСУ ТП УКПГ/УППГ) производят остановку указанной скважины средствами систем телемеханики для кустов скважин (СТКС), и с этого момента АСУ ТП УКПГ/УППГ средствами СТКС с заданной дискретностью синхронно фиксирует изменение забойного давления прямым измерением забойного давления или расчетным методом, которое определяется по измеряемому заколонному давлению на устье на всех скважинах куста до его полной стабилизации, а остальные скважины, подключенные к газосборному шлейфу с помощью АСУ ТП УКПГ/УППГ, одновременно отключают от него средства СТКС для исключения искажения результатов измерений из-за их связи через газосборный шлейф. При этом фиксацию изменения забойного давления АСУ ТП УКПГ/УППГ также осуществляет средствами СТКС путем синхронного измерения кривых восстановления давления на всех скважинах с заданным шагом дискретизации и заносит их в свою базу данных (БД) для последующего сравнения и анализа разницы в поведении скважин, а также использования этих данных для уточнения модели разработки месторождения, после чего назначают порядок последовательности запуска скважин куста в эксплуатацию и индивидуальные временные интервалы между пусками скважин для вывода куста на заданный режим эксплуатации с учетом результатов всех предыдущих испытаний с момента ввода месторождения в эксплуатацию, при этом АСУ ТП УКПГ/УППГ средствами СТКС осуществляет запуск скважин в назначенной последовательности и выполняет синхронное измерение кривых изменения заколонного давления на устьях всех скважин куста и их дебит, и заносит их в свою БД для последующего анализа функционирования скважин и комплексного анализа работы газоносного пласта с определением его параметров по результатам остановки-запуска куста газовых скважин для выбора режимов его оптимальной эксплуатации до следующих испытаний. После чего с использованием секторной модели куста на основании данных стабилизации дебитов и забойных давлений возмущающих скважин и данных стабилизации пластового давления в зоне реагирующих скважин производят уточнение эквивалентной проницаемости пласта в межскважинном пространстве. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области добычи природного газа. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) газового промысла в реальном масштабе времени контролирует устьевое давление Ру.и, устьевую температуру Ту.и, расход газа каждой скважины Qи, а также давления газа Рнгсш в начале газосборного шлейфа и следит за соблюдением условия Pу.и>Pнгсш для всех скважин куста. При поступлении команды на изменение режима эксплуатации скважин, АСУ ТП вычисляет по имеющимся в базу данных (БД) параметрам ожидаемое устьевое давление для нового режима эксплуатации, а также осуществляет проверку выполнения условия и выводит куст на новый режим работы только при условии соблюдения всех базовых ограничений. Способ позволяет существенно повысить оперативность принятия решений по выбору рационального технологического режима работы скважин, оперативно контролируя и корректируя их технологический режим, набирать и систематизировать данные для оперативной корректировки модели работы пласта в районе куста газовых скважин, а также улучшить условия работы обслуживающего персонала на установке комплексной подготовки газа. 1 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа и газового конденсата, в частности к управлению технологическими процессами куста скважин при добыче газа и газового конденсата. Используя результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, осуществляют настройку системы автоматического управления кустом газовых скважин (САУ КГС), которая обеспечивает в процессе эксплуатации автоматическое определение и поддержание максимального значения давления в газосборном коллекторе куста скважин. При этом реализуется автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста пропорционально их геологическим возможностям по давлению. Обеспечивается автоматическая защита технологических режимов скважин, не допускающая выхода параметров скважин за установленные максимальные и минимальные ограничения. Автоматически стабилизируется работа куста скважин путем минимизации влияния существенных отклонений давления возникающих в коллекторе куста этих скважин в процессе его эксплуатации. 4 з.п. ф-лы., 2 ил.

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость с примесью пластовой. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ПЭГ-4000, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия и склеивающее вещество - Камцелл-700 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПЭГ-4000 65÷85, лаурилсульфат натрия 7÷22, Камцелл-700 5÷13. 1 табл.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к построению карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Используют результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных. В дополнение к ним средствами систем телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру.и, устьевой температуры Ту.и, расхода газа Qи, и записывают их в базу данных системы управления добывающим промыслом (АСУ ТП или Информационно-Управляющей Системы). По всем этим данным система ежедневно определяет среднесуточные значения измеряемых параметров и также заносит их в свою базу данных, а также ежедневно, используя среднесуточные значения параметров Ру.и, Ту.и, Qи и паспортные данные скважин, расчетным путем определяет значения забойного давления Рз.р и пластового давления Рп.р, которые также записывают в базу данных АСУ ТП или ИУС. По выданной команде на построение карты изобар система управления добывающим промыслом, используя хранящиеся в ее базе указанные выше данные, производит построение карты изобар для любой указанной в задании даты в автоматическом режиме. Использование изобретения повышает оперативность и точность построения карт изобар с уменьшением трудоемкости процесса за счет максимальной автоматизации всех его операций.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения правильности выбора режима работ ГСШ с общим коллектором в реальном масштабе времени. Способ включает назначение режимов его эксплуатации в рамках технологических ограничений, которые определяются расчетным методом по результатам газогидродинамических исследований скважин. При этом в процессе эксплуатации месторождения, используя средства телеметрии и АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ), с заданным шагом квантования измеряют фактические давления газа на коллекторе каждого куста скважин и в конце газосборного шлейфа (ГСШ), а также расход газа каждого куста скважин, и, используя измеренные данные и паспортные характеристики ГСШ в реальном масштабе времени, вычисляют давление газа в точках подкачки и строят синхронизированные во времени графики пар давлений: измеренного на коллекторе куста и рассчитанного для точки подкачки, к которой он подключен, а также измеренного давления в конце ГСШ и рассчитанного для последней точки подкачки перед УКПГ, и, как только будет выявлено, что разность одной из пар давлений стала меньше заданного порога, значение которого назначают по результатам последних газогидродинамических испытаний скважин и заданному режиму работы УКПГ, оператору УКПГ выдается сообщение о выявлении проблем в работе ГСШ и (или) соответствующего куста газовых скважин, а также рекомендуемый перечень индивидуальной последовательности операций по парированию возникшей ситуации на проблемном участке, и, используя этот перечень, оператор установки принимает окончательное управляющее решение по устранению проблемы. 2 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления λф в стволе газовых скважин и контроль его динамики в реальном масштабе времени. Способ включает измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления Рз.гис и температуры газа TL на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Qгис, давления Ру.гис и температуры газа Гу.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. После окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Ру, температуры Ту и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа, которая, используя эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λф ствола газовой скважины по математической формуле. 1 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ включает измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП. Сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. Фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к газосборному шлейфу (ГСШ) по схеме с путевой подкачкой газа, и по этим параметрам производят расчет давления в конце ГСШ на входе УКПГ, которое используют в качестве оперативной модели для контроля функционирования шлейфа, при непрерывном контроле фактического давления и температуры в конце ГСШ. При появлении разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического АСУ ТП начинает анализировать динамику поведения давления на устьях всех скважин и выбирает ближайшую к УКПГ из всех, у которых выявлен подъем давления на устье скважины. После чего, в рамках технологических ограничений, регулирует работу этой скважины. 1 ил.

Изобретение относится к области геоэкологии и может быть использовано для оценки экологической ситуации при хроническом и аварийном загрязнении почвы тяжелыми металлами по анализу активности фермента дегидрогеназы в почве. Для этого выделяют первый типичный участок без явного источника эмиссии тяжелых металлов (№1) и второй (№2) типичный участок с явным источником эмиссии приоритетных тяжелых металлов. Затем с этих участков отбирают усредненные пробы почвы №1 и №2, соответственно, и определяют в них активность фермента дегидрогеназы спектрофотометрическим методом. При этом о хроническом загрязнении почвы тяжелыми металлами судят по повышению активности фермента в пробе №2 относительно пробы №1. Об аварийном загрязнении почвы тяжелыми металлами судят по снижению активности фермента в пробе №2 относительно пробы №1. Способ позволяет диагностировать факт хронического или аварийного загрязнения почв тяжелыми металлами, а также сократить время, повысить точность и качество оценки экологической ситуации на территориях функционирования промышленных объектов. 1 ил., 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к области экологии и почвоведения. Способ включает последовательное внесение местного торфа и водного раствора полученного из него гумата калия в количествах, зависящих от гранулометрического состава почв, а также посев и выращивание смеси травяно-злаковых растений. При этом на первом этапе определяют активность фермента дегидрогеназы ненарушенной почвы (контроль) - проба №1 и местных месторождений торфов - пробы №2, №3 и №4 для выбора пробы торфа с максимальной активностью дегидрогеназы. На втором этапе выбирают, используя методы планирования эксперимента, например метод насыщенного факторного плана, ряд доз торфа и водного раствора 0,125%-ного гумата калия, полученного из торфа, который выбран из проб №2, №3 и №4, и затем на третьем этапе готовят пробы нарушенной тундровой почвы с внесением торфа - серия проб №5, а также нарушенной тундровой почвы с последовательным внесением торфа и водного раствора гумата калия - серия проб №6. Подготовленные серии проб засевают смесью семян травяно-злаковых растений и инкубируют для выращивания растений в обоих сериях в течение 30 дней при дневном освещении в контролируемых гидротермических условиях (влажность 70% от полной влагоемкости и среднемесячной температуре, характерной для региона исследования). После этого на четвертом этапе определяют надземную биомассу смеси травяно-злаковых растений в каждой пробе обеих серий №5 и №6. При этом об эффективности предстоящей рекультивации нарушенных тундровых почв судят по превышению надземной биомассы смеси травяно-злаковых растений серии проб №6 относительно надземной биомассы смеси травяно-злаковых растений серии проб №5. Оптимальное соотношение грунта, торфа и гумата калия для рекультивации конкретного участка тундры назначают по результатам математической обработки, соответствующей выбранному методу планирования эксперимента, полученных данных испытаний по четвертому этапу - серии проб №5 и №6. Способ позволяет ускоренно восстановить плодородие почвы и нормализовать физиологические процессы в растениях. 3 ил., 1 табл.

Способ включает внесение торфа в почвы с учетом их полной влагоемкости и оценку эффективности их рекультивации. На первом этапе определяют полную влагоемкость нарушенной почвы, например, весовым методом после достижения полного насыщения водой всех ее пор. На втором этапе отбирают пробы местного торфа не менее чем из трех торфяных разработок - пробы №1, №2 и №3 для определения пробы с максимальной активностью фермента дегидрогеназы как ключевого показателя восстановления плодородия почвы. На третьем этапе выбирают рациональную дозу торфа (пробы №1, №2 или №3) в виде соотношения торф : почва из полученных данных в зависимости от полной влагоемкости почвы. На четвертом этапе, после инкубирования почвы в течение 10 дней в контролируемых гидротермических условиях (влажность 70% от полной влагоемкости и температура 30°С), отбирают пробы нарушенной почвы без внесения торфа - проба №4, а также нарушенной почвы с внесением торфа (пробы №1, №2 или №3) - проба №5. Затем определяют активность дегидрогеназы отобранных проб, при этом об эффективности рекультивации нарушенной почвы посредством торфа судят по повышению активности дегидрогеназы пробы №5 относительно активности дегидрогеназы пробы №4. Способ позволяет сократить время, повысить точность и качество оценки эффективности рекультивации нарушенных почв с различной полной влагоемкостью и рационально использовать торф в условиях Крайнего Севера. 4 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области экологии и почвоведения. Технический результат - получение химически чистых гуминовых кислот, достижение максимального соответствия природной среде при рекультивации нарушенных тундровых почв. Способ получения гумата калия из местных торфов Ямало-Ненецкого автономного округа для рекультивации нарушенных и загрязненных тундровых почв включает: на первом этапе - декальцинирование торфа 0,1 н раствором серной кислоты при соотношении 1:20 и его осаждение, на втором этапе - экстракцию гуминовых кислот из полученного осадка 0,1 н раствором гидроксида натрия при соотношении 1:15, на третьем этапе - осаждение гуминовых кислот 10%-ным раствором соляной кислоты при соотношении 50:1, на четвертом этапе - очищение полученного осадка гуминовых кислот путем растворения в 0,1 н растворе гидрооксида натрия, добавления сульфата натрия и 0,1 н раствора соляной кислоты, промывания дистиллированной водой и высушивания. На пятом этапе, реализуемом один раз, методом ядерно-магнитно-резонансной 13С-спектроскопии проводят анализ содержания алифатического, полисахаридного, ароматического и карбоксильного углерода в гуминовых кислотах, по которым определяют региональную специфичность конкретного месторождения торфа, и, используя полученные данные, в последующем готовят 2,5%-ный раствор гумата калия с рН 7 посредством добавления дистиллированной воды и 0,1 н. раствора гидрооксида калия и на основе лабораторных экспресс-исследований выдают рекомендации по его оптимальному применению, в том числе вместе с торфом для рекультивации конкретных участков нарушенных тундровых земель вблизи района месторождения торфа. 1 табл.

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх