Россия располагает сегодня приблизительно 13% разведанных в мире нефтяных месторождений. Основным источником пополнения государственного бюджета нашей страны являются отчисления от результатов деятельности нефтегазодобывающей отрасли.

Нефтеносные слои находятся, как правило, глубоко в недрах земли. Скопление нефтяных масс в месторождениях происходит в горных породах пористой структуры, находящихся в окружении более плотных слоёв. Образцом природного резервуара служит пласт песчаника куполообразной формы, со всех сторон заблокированного слоями плотной глины.

Далеко не каждое разведанное месторождение становится объектом промышленной разработки и добычи. Решения по каждому принимаются только по итогам тщательного экономического обоснования.

Главный показатель месторождения – коэффициент нефтеотдачи, отношение объёма нефти под землей, к объёму, который можно получить для переработки. Пригодным для разработки является месторождение с прогнозируемым коэффициент нефтеотдачи от 30% и выше. По мере совершенствования технологий добычи в месторождении данный показатель доводится до 45% и выше .

В подземном хранилище всегда одновременно присутствуют сырая нефть, природный газ и вода под огромным давлением пластов земной коры. Параметр давления оказывает решающее влияние на выбор способа и технологии добычи.

Методы добычи нефти

Метод добычи нефти зависит от величины давления в пласте и способе его поддержания. Можно выделить три метода:

1. Первичный — нефть фонтанирует из скважины за счет высокого давления в нефтеносном пласте и не требует создания дополнительного искусственного нагнетания давления, коэффициент извлечение нефти 5-15%;
2. Вторичный — когда естественное давление в скважине падает и подъем нефти не возможен без дополнительного нагнетания давления за счет ввода в пласт воды или природного/попутного газа, коэффициент извлечение нефти 35-45%;
3. Третичный — увеличение извлечения нефти из пласта после снижения ее добычи вторичными методами, коэффициент извлечение нефти 40 — 60%.

Условная вязкость

Классификация способов добычи

По принципу физического воздействия на жидкое нефтяное тело сегодня есть только два основных способа добычи: фонтанный и механизированный.

В свою очередь к механизированному можно отнести газлифтный и насосный методы подъёма .
Если нефть из недр выдавливается на землю только под воздействием природной энергии нефтеносного пласта, то способ добычи называют фонтанным.

Но всегда наступает момент, когда запасы энергии пласта истощаются, а скважина перестаёт фонтанировать. Тогда подъем осуществляют с применением дополнительного энергетического оборудования. Такой способ добычи и является механизированным.

Механизированный способ бывает газлифтным и насосным . В свою очередь газлифт можно осуществлять компрессорным и бескомпрессорным методом.

Насосный способ реализуется посредством использования мощных глубинных насосов: штанговых, электроцентробежных погружных.
Рассмотрим более подробно каждый способ в отдельности.

Фонтанный способ добычи нефти: самый дешевый и простой

Освоение новых месторождений всегда осуществляется с использованием фонтанного способа добычи. Это самый простой, эффективный и дешевый метод. Он не требует дополнительных затрат энергоресурсов и сложного оборудования, так как процесс подъёма продукта на поверхность происходит за счет избыточного давления в самой нефтяной залежи.

Основные преимущества

Главные преимущества фонтанного способа:

• Простейшее оборудование скважины;
• Минимум затрат электроэнергии;
• Гибкость в управлении процессами откачки, вплоть до возможности полной
  остановки;
• Возможность дистанционного управления процессами;
• Продолжительный межтехнологический интервал работы оборудования;

Для эксплуатации новой скважины нужно установить над ней полный контроль. Укрощение фонтана производится с помощью монтажа специальной запорной арматуры, позволяющей впоследствии управлять потоком, контролировать режимы работы, производить полную герметизацию, а если нужно, то и консервацию.
Скважины оборудуют подъёмными трубами разного диаметра, в зависимости от предполагаемого дебита добычи и внутрипластового давления.

При больших объёмах добычи и хорошем давлении используют трубы большого диаметра. Малодебитные скважины для длительного сохранения процесса фонтанирования и уменьшения себестоимости добычи оборудуют подъёмными трубами малого диаметра.

Кстати, прочтите эту статью тоже: Себестоимость добычи нефти

По завершению процесса фонтанирования , на скважине начинают применять механизированные методы добычи.

Газлифтный способ добычи нефти

Газлифт является одним из механизированных способов добычи нефти и логическим продолжением фонтанного способа. Когда энергии пласта становится недостаточно для выталкивания нефти, подъем начинают осуществлять с помощью подкачки в пласт сжатого газа . Это может быть простой воздух или сопутствующий газ с ближайшего месторождения.

Для сжатия газа используют компрессоры высокого давления . Этот способ называют компрессорным. Бескомпрессорный способ газлифта осуществляют методом подачи в пласт газа, уже находящегося под высоким давлением. Такой газ подводят с ближайшего месторождения.

Оборудование газлифтной скважины осуществляется методом доработки фонтанной с установкой специальных клапанов подвода сжатого газа на различной глубине с установленным проектом интервалом.

Основные преимущества

Газлифт имеет свои преимущества по сравнению с другими методами механизированной добычи:

• забор значительных объемов с разных глубин на любых этапах разработки месторождения с приемлемым показателем себестоимости;
• возможность ведения добычи даже при значительных искривлениях
  скважины;
• работа с сильно загазованными и перегретыми пластами;
• полный контроль над всеми параметрами процесса;
• автоматизированное управление;
• высокая надежность оборудования;
• эксплуатация нескольких пластов одновременно;
• контролируемость процессов отложения парафина и солей;
• простая технология проведения технического обслуживания и ремонта.

Главным недостатком газлифта является высокая стоимость металлоёмкого оборудования.
Низкий КПД и высокая стоимость оборудования вынуждают применять газлифт в основном только для подъёма легкой нефти с высоким показателем газовой составляющей.

Механизированный способ добычи нефти — насосный

Насосная эксплуатация обеспечивает подъем нефти по скважине соответствующим насосным оборудованием. Насосы бывают штанговые и бесштанговые. Бесштанговые — погружного типа электроцентробежные.

Наиболее распространена схема откачки нефти штанговыми глубинными насосами . Это относительно простой, надёжный и не дорогой метод. Доступная для этого способа глубина – до 2500 м. Производительность одного насоса – до 500 м3 в сутки.

Кстати, прочтите эту статью тоже: Перевод кинематической вязкости в динамическую

Главными элементами конструкции являются насосные трубы и подвешенные в них на жёстких штанговых толкателях плунжеры. Возвратно-поступательное движение плунжеров обеспечивается станком-качалкой , расположенным над скважиной. Сам станок получает крутящий момент от электродвигателя через систему многоступенчатых редукторов.

В связи с не высокой надёжностью и производительностью штанговых плунжерных насосов в наше время все больше применяются насосные установки погружного типа — электроцентробежные насосы (ЭЦН) .

Основные преимущества

Преимущества электроцентробежных насосов:

• простота технического обслуживания;
• очень хороший показатель производительности в 1500 м3 в сутки;
• солидный межремонтный период до полутора лет и более;
• возможность обработки наклонных скважин;
• производительность насоса регулируется количеством ступеней, общая длина
  сборки может варьироваться.

Центробежные насосы хорошо подходят для старых месторождений с большим содержанием воды.

Для подъёма тяжёлой нефти лучше всего подходят насосы винтового типа. Такие насосы обладают большими возможностями и повышенной надёжностью с высоким КПД . Один насос легко поднимает 800 кубических метров нефти в сутки с глубины до трех тысяч метров. Имеет низкий уровень сопротивляемости коррозии в агрессивной химической среде .

Заключение

Каждая из описанных выше технологий имеет право на существование и ни об одной из них нельзя сказать однозначно – хороша она или плоха. Всё зависит от комплекса параметров, характеризующих конкретное месторождение. Выбор способа может быть основан только на результатах тщательного экономического исследования.

ВАМ БУДЕТ ИНТЕРЕСНО:

Себестоимость добычи нефти Нефтеперерабатывающие заводы России На НПЗ «Газпром нефти» в Москве установлена колонна вакуумной перегонки нефти установки «Евро+»

Принцип действия газлифтного подъемника

ГАЗЛИФТНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Подземное оборудование фонтанных скважин

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы

Если пластовой энергии недостаточно для подъема нефти от забоя на поверхность, фонтанирование скважины прекра­щается. Фонтанирование ее можно искусственно продолжить путем подачи в скважину сжатого газа или воздуха.

Газлифтный способ добычи нефти имеет следующие пре­имущества:

а) оборудование размещено на поверхности и доступно для
обслуживания и ремонта;

в) относительная легкость регулирования дебита скважины;

г) отбор больших количеств жидкости;

Недостатки газлифтного способа добычи нефти:

а) низкий к. п. д. газлифтной установки;

б) большой расход труб (металла);

в) необходимость строительства громоздких компрессорных станций.

В результате этого затраты на оборудование одной газ­лифтной скважины, расход электроэнергии на подъем 1 т нефти выше, чем при других способах добычи.

Система, состоящая из эксплуатационной колонны и спу­щенных в нее насосно-компрессорных труб, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа, называется газлифтом (газовый подъемник). Способ эксплуатации сква­жин с использованием газа или воздуха, сжатых на поверхно­сти в компрессорах, называется компрессорным. В затрубное пространство с помощью компрессоров нагнетают сжатый газ, результате чего уровень жидкости в этом пространстве бу­дет понижаться, а в насосно-компрессорных трубах - повы­шаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца насосно-компрессорных труб, сжатый газ начнет поступать в на­сосно-компрессорные трубы и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси будет меньше плотности жидкости, поступающей из пласта, а уро­вень жидкости в подъемных трубах будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче сжатого газа в скважину жидкость (смесь) поднима­ется до устья и выливается на поверхности, а из пласта по­стоянно поступает в скважину новая порция неразгазированнои жидкости.

Если в качестве рабочего агента для газового подъемника используют газ из газовых пластов высокого давления, не нуждающийся в дополнительном сжатии, то энергию газа можно применять для подъема жидкости в нефтяных скважинах. Такая система называется бескомпрессорным газлифтом (бескомпрессорный газовый подъемник).

Технологическая схема этого способа: газ высокого давле­ния из газовых скважин поступает на пункт очистки и осушки, затем подогревается в специальных подогревателях, откуда направляется в газораспределительную будку (ГРБ), а затем в скважины, после чего вместе с продукцией скважины попа­дает на групповую сепарационно-замерную установку.

При периодической газлифтной добыче нефти газ нагнета­ется в скважину не непрерывно, а периодически. Этот способприменяют при низких динамических уровнях жидкости и низ­ких пластовых давлениях.

Рассмотрим схему периодической добычи нефти. Газ нагне­тается в затрубное пространство, а нефть поднимается по подъемным трубам. После выброса нефти на поверхность по­дача газа автоматически прекращается. При этом в скважине скапливается нефть. Через определенный промежуток времени уровень восстанавливается и автоматически включается подача газа, т. е. цикл повторяется

Периодически работающий фонд скважин.

В практике нефтедобычи не всегда удается достаточно точно рассчитать добывные.возможности скважины и соответственно подобрать нужный типоразмер насоса. В тех случаях, когда дебит скважины значительно меньше производительности спущенного для эксплуатации скважины насоса, его работа настраивается на периодический режим. Такой фонд скважин называют периодическим. На практике в периодическом режиме находятся несколько процентов механизированных скважин, оснащенных УЭЦН и ШГН.

Режим работы этих скважин, т.е. время работы насоса и время, необходимое для накопления ствола скважины продукцией определяется технологической службой НГП. Время работы и время накопления (в часах) отражается в технологических режимах работы скважин.

Осложнения при насосной эксплуатации скважин

Значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса, срыву подачи выходу из строя электродвигателя.. Основной метод борьбы - уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос.

Сепарацию (отделение) газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливаются при приеме насоса. Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, их сочетания.

Принципиальные схемы газовых якорей однокорпусного (а ),

однотарельчатого (б ):

1 - эксплуатационная колонна; 2 – отверстия; 3 – корпус; 4 – приемная труба;

5 – всасывающий клапан насоса; 6 – тарелки

В однокорпусном якоре при изменении газожидкостного потока на 180 0 пузырьки газа под действием архимедовой силы всплывают и частично сепарируются в затрубное пространство, а жидкость через отверстия 2 поступает в центральную трубу 4 на прием насоса). В однотарельчатом якоре под тарелкой 6 , обращенной краями вниз, пузырьки газа коалесцируют (объединяются), а сепарация газа происходит при обтекании тарелки и движения смеси горизонтально над тарелкой к отверстиям 2 в приемной трубе 4 . Существуют и другие конструкции якорей, например зонтичные, винтовые.

При эксплуатации скважин УЭЦН используют модули-газосепараторы в которых отделение газа происходит под действие центробежной силы.

Отрицательное влияние песка в продукции приводит к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов, НКТ, ШТАНГ и образованию песчаной пробки на забое. К песчаным скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Выделяют 4 группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации:

1. Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе - уменьшением отбора жидкости.

2. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину.

Это обеспечивается подбором сочетаний подъемных труб и штанг либо подкачкой в затрубное пространство чистой жидкости (нефти, воды).

3. Установкой песочных якорей (сепараторов) и фильтров у приема насоса достигается сепарация песка от жидкости. Работа песчаных якорей основана на гравитационном принципе

Песочный якорь прямого действия одновременно является газовым якорем. Применение песочных якорей - не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Метод эффективен для скважин, в которых поступление песка непродолжительно и общее его количество невелико.

Принципиальная схема песочного якоря прямого действия:

1 – эксплуатационная колонна, 2 – слой накопившегося песка, 3 –корпус, 4 – приемная труба,5 – отверстия для ввода смеси в якорь.

4. Использование специальных насосов для песочных скважин.

При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера "на выворот" при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Кроме того, принимают режим откачки, характеризующийся большой длиной хода S и малым числом качаний n .

БОРЬБА С ОТЛОЖЕНИЕМ ПАРАФИНА В ПОДЪЕМНЫХ ТРУБАХ

Одним из факторов, осложняющих процесс подготовки и транспорта, является отложение парафина на стенках трубопроводов и оборудовании

Образованию отложений парафина способствует: снижение температуры; интенсивное выделение газа из нефти ; шероховатость поверхности оборудования и; наличие асфальто-смолистых веществ

Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:

1. Механический , при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится поток м жидкости, удаление парафина во время чистки аппаратов. Существует метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5 – 8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонны штанг с укрепленными на них скребками при каждом ходе вниз срезают парафин со стенок труб. Так же широко используют установки для механического удаления парафина «Каскад» и лебедку Сулейманова.

2. Тепловой , теплоизоляция трубопроводов; (использование парогенераторных установок, путевых подогревателей)

3. Использование труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).

4. Химический , при котором парафин удаляется с помощью растворителей и растворов ПАВ

Химические методы борьбы с отложениями парафина развиваются и создаются по двумосновным направлениям:

· удаление смолопарафиновых отложений с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ);

· предотвращение отложения парафина применением химпродуктов, ингибирующих процесс формирования смолопарафиновых отложений.

Сущность химических методов удаления парафиновых отложений заключается в предварительном их разрушении или растворении с последующим удалением. Для этих целей используются: органические растворители и водные растворы ПАВ, которые при контакте с парафиновыми отложениями проникают в их толщу и, диспергируя (дробят, разрушают) смолопарафиновую массу, снижают их прочность вплоть до разрушения.

Для предотвращения парафиноотложения применяют разнообразные композиции химических веществ

При использовании ПАВ на поверхности оборудования создается гидрофильная пленка, препятствующая формированию на ней отложений. Одновременно такой реагент оказывает диспергирующее действие на твердую фазу смолопарафиновых веществ, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости. Для предупреждения отложений парафина применяются химреагенты, предотвращающие рост кристаллов и изменяют кристаллическую структуру парафинов. В результате образуются недоразвитые кристаллы парафина, структурно несоединенные друг с другом.

Для этих целей используются ингибитор: парафиноотложений СОНПАР-5403и СНПХ-2005, парафиногидратоотложений СНПХ-7920 удалитель парафиноотложений СНПХ-7850 . На практике нередко химические методы удаления парафиновых отложений применяются в сочетании с тепловыми и механическими методами. При этом достигается наибольший технологический и экономический эффект в результате существенного ускорения процесса и полноты удаления смолопарафиновых отложений.

Образование гидратных пробок, меры предупреждения их образования.

Природные газы в условиях пласта насыщены парами воды. Движение газа в пласте, скважине и газопроводах сопровождается уменьшением его температуры и давления. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных термодинамических условиях в результате взаимодействия паров воды и газов образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами. По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Это неустойчивые соединения и при нагревании или понижении давления быстро разлагаются на газ и воду. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств.

Борьба с гидратами, как и с любыми осложнениями, ведется в направлениях их предупреждения и ликвидации. Образование гидратов можно предупредить применением ингибиторов гидрато-образования. Ингибитор гидратообразования снижает температуру гидратообразования. Основные ингибиторы, применяемые в газовой промышленности, - метиловый спирт СНзОН (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, ди-и триэтиленгликоль) , СНПХ- 7920 (ингибитор парафино-гидратоотложений). Известны и другие методы предупреждения образования гидратов: применение забойных на­гревателей, теплоизолированных стволов скважины, гидрофобного покрытия труб. Для предотвращения образования гидратов и их ликвидации можно применить подогрев газа путем теплообмена с горячими дымовыми газами.

Когда гидратная пробка уже образовалась, то резкое снижение давления в системе приводит к разложению гидратов, которые затем выносятся продувкой через отводы в атмосферу

Виды коррозии нефтепромыслового оборудования.

Процесс разрушения трубопроводов под воздействием внешней окружающей и внутренней среды называется коррозией.

Химической коррозией называется процесс разрушения всей поверхности металла при его контакте с химически агрессивным агентом.

Электрохимическая коррозия - это процесс разрушения металла, сопровождающийся образованием и прохождением электрического тока.

Биокоррозия трубопроводов вызывается активной жизнедеятельностью микроорганизмов а результате жизнедеятельности которых образуется сероводород.(сулфатвосстанавливающих бактерий)

Пассивные и активные способы защиты трубопроводов от коррозии.

ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ

1 .Кардинальным средством борьбы с коррозионным повреждением стальных труб является замена их на трубы из композитных материалов: стеклопластиков, из армированных термопластов.

Полиэтиленовые трубы имеют в 7 раз меньшую массу, чем стальные. Для их монтажа не требуется тяжелого подъемно-транспортного оборудования. Они обладают большой эластичностью, высокой гладкостью, вследствие чего их пропускная способность увеличивается на 2-3%. Теплопроводность стеклопластика в 250 раз меньше, чем у металла, то есть он обладает повышенными теплоизоляционными характеристиками.

2 . Покрытие внутренний поверхности труб (лаки, краски. эпоксидные смолы итд)

3 . Эффективным методом защиты является ингибирование, так как ингибиторы тормозят процесс коррозионного зарождения трещин на поверхности металла. Кроме того, многие ингибиторы способны проникать в вершину зародившейся трещины и сдерживать ее развитие. (ингибитор коррозии-бактерицид СНПХ-6418)

ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ВНЕШНЕЙ КОРРОЗИИ

Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии подразделяются на пассивные и активные.

Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механической прочностью. Для изоляции промысловых трубопроводов применяют покрытие на битумной основе и на основе полимеров.

Битумная мастика для покрытий содержит минеральный наполнитель или резиновую крошку для повышения ее вязкости в горячем состоянии и увеличения механической прочности покрытия. Для повышения прочности и долговечности битумных покрытий используют бризол и стекловолокнистые материалы.

Покрытия на основе полимеров представляют собой полиэтиленовые или полихлорвиниловые пленки с применением клея. Ленту пленки наматывают на очищенный и загрунтованный трубопровод.

Активные способы защиты трубопроводов от наружной коррозии предусматривают создание такого электрического тока, в котором весь металл трубопровода, несмотря на неоднородность его включений, становится катодом, а анодом является дополнительно размещенный в грунте металл. Существуют два вида активной защиты трубопроводов от наружной коррозии - протекторная и катодная. При протекторной защите рядом с трубопроводом размещают более активный металл (протектор), который соединяют с трубопроводом изолированным проводником. Протекторы изготовляют из цинка, алюминия или магниевых сплавов. При катодной защите с помощью источника постоянного тока (катодной станции) (рис.9). создают разность потенциалов между трубопроводом и размещенными рядом с трубопроводом кусками металла (обычно обрезки старых труб, металлолом) так, что на трубопровод подается отрицательный заряд, а на куски металла -- положительный. Таким образом, дополнительно размещаемый в грунте металл как в протекторной, так и в катодной защите, является анодом и подвергается разрушению, а наружная коррозия трубопровода не происходит.

НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ И ИХ СВОЙСТВА

Скважинная продукция представляет собой смесь газа, нефти и воды. Вода и нефть при этом образуют эмульсии.

Эмульсией называется дисперсная система, состоящая из 2-х (или нескольких) жидких фаз, т.е. одна жидкость содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул).

Жидкость, в которой распределены глобулы, называются дисперсионной средой или внешней фазой.

Жидкость, которая распределена в дисперсионной среде, называется дисперсной или внутренней фазой.

Существуют два основных типа эмульсий: дисперсии масла в воде (М/В) и дисперсии воды в масле (В/М).

Нефтяные эмульсии:

1. Первый тип – прямые эмульсии, когда капли нефти (неполярная жидкость), являются дисперсной фазой и распределены в воде (полярная жидкость) – дисперсионной среде. Такие эмульсии называются «нефть в воде» и обозначаются Н/В.

2. Второй тип – обратные эмульсии, когда капельки воды (полярная жидкость) – дисперсная фаза – размещены в нефти (неполярная жидкость), являющейся дисперсионной средой. Такие эмульсии называются «вода в нефти» и обозначаются В/Н.

Причины образования нефтяных эмульсий.

Эмульсией называется система двух взаимно нерастворимых жидкостей одна из которых содержится в другой во взвешенном состоянии в виде капелек (глобул). Основной причиной образования нефтяных эмульсий является энергия турбулентного потока, снижение температуры, наличие природных эмульгаторов.

Высокие перепады давления, пульсация газа, наличие штуцирующих устройств, задвижек, поворотов трубопровода способствуют повышению турбулентности потока и интенсивному диспергированию воды в нефти. Отложения парафина на стенках трубопровода влияют на образование эмульсий, уменьшая его сечение, увеличивают скорость потока и усиливают диспергирование воды в нефти.

Интенсивность перемешивания нефти с водой также влияет на образование и стойкость эмульсии. Замечено, что при механизированных способах добычи наиболее устойчивые водонефтяные эмульсии которые образуются при использовании электроцентробежных насосов (перемешивание продукции в рабочих колесах)

Для образования эмульсий недостаточно только перемешивания двух жидкостей, необходимо ещё и наличие в нефти природных эмульгаторов - смолы, асфальтены, парафин, мех. примеси. Они образуют на поверхности эмульсионных глобул броню, которая препятствует слиянию капель и не дает самопроизвольно разделятся на нефть и воду.

Необходимость подготовки нефти и газа к транспорту на промыслах.

ü Нефть на месторождениях обезвоживают и обессоливают для снижения транспортных расходов, так как вода является балластом и её нет необходимости транспортировать.

ü Для предотвращения образования стойких эмульсий.

ü Для предохранения магистральных трубопроводов от коррозии.

ü Для поддержания пластового давления.

ü В газовых сепараторах от газа отделяется газовый и водный конденсат, что снижает возможность гидратообразования.

ü Отделившееся газ используют как топливо, для собственных нужд (печи, котельные установки).

Способы разрушения нефтяных эмульсий.

Условно можно выделить 4 группы методов разрушения нефтяных эмульсий:

Механические;

Химические;

Электрические;

Термические.

Каждый из методов приводит к слиянию и укрупнению капель воды, что способствует более интенсивной потере агрегативной устойчивости и расслоению эмульсии.

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Применение реагентов-деэмульгаторов является самым эффективным методом разрушения нефтяных эмульсий (НЭ). Устойчивость нефтяных эмульсий определяется образованием на поверхности капель дисперсной фазы адсорбционных оболочек с высокой структурной вязкостью из высокомолекулярных ПАВ, присутствующих в нефти и воде – природных эмульгаторов. Для разрушения нефтяных эмульсий необходимо разрушить структурно-механический барьер на поверхности капель. Разрушить такой барьер можно введением в систему более поверхностно-активных веществ, чем природные эмульгаторы. Такие вещества называются реагентами-деэмульгаторами.

Водорастворимые отечественные деэмульгаторы типа: проксанол (185, 305) и проксамин (385).

Нефтерастворимые отечественные деэмульгаторы: дипроксамин (157).

Импортные реагенты-деэмульгаторы:

Водорастворимые: дисольван 4411(ФРГ), R-11(Япония);

Нефтерастворимые: дисольван (4490), сепарол 5084 (ФРГ), виско-3 (Италия), серво 5348 (Голландия), доуфакс (США), С-V-100 (Япония).

В настоящее время в условиях месторождений «СН-МНГ» приимущесвенно используются реагенты СНПХ и дисольван.

ДЕЭМУЛЬГИРОВАНИЕ ПОД ДЕЙСТВИЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ПОЛЯ

Под действием электрического поля капли воды поляризуются, вытягиваются вдоль силовых линий поля и начинают направленно двигаться. Если электрическое поле будет переменным, то направление движения капель будет постоянно изменяться, капли будут испытывать деформацию При столкновении таких диполей оболочки разрываются, частицы сливаются, укрупняются и оседают под действием сил тяжести

МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

К механическим способам разрушения эмульсии относятся: отстаивание, центрифугирование и фильтрование.

Отстаивание

Применимо к свежим нестойким эмульсиям, способным расслаиваться на нефть и воду вследствие разности плотностей компонентов, составляющих эмульсию. Нефтяная эмульсия вместе с необходимым количеством деэмульгатора и пластовой водой подается в отстойник (может быть резервуар).

Центрифугирование

При центрифугировании вода и механические примеси выделяются из нефти под действием центробежной силы

Разделение водонефтяных эмульсий в центрифугах. Однако практического применения для деэмульгирования нефтей не нашел из-за малой пропускной способности центрифуг и высоких эксплуатационных затрат.

Фильтрация

Нестойкие эмульсии успешно расслаиваются при пропускании их через фильтрующий слой, который может быть из гравия, битого стекла, древесины и металлических стружек, стекловаты и др. материалов.

Данный метод самостоятельного применения не находит из-за громоздкого оборудования, малой производительности, необходимости часто менять фильтры, но встречается в сочетании с термохимическими методами.

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ

При нагревании нефтяных эмульсий бронирующие слои глобул, состоящие из парафина и асфальто-смолистых веществ разрушаются, что способствует разделению нефти и воды .

Токсичность вредных веществ, применяемых при подготовке нефти.

Нефть -это жидкость от чёрного до темно- коричневого цвета, класс опасности 4. ПДК в воздухе раб.зоны до 300 млг/мЗ.

Нефть и углеводородные газы являются наркотическими ядами. Токсичность нефтей,нефт.газов возрастает при содержании в них сернистых соединений. Даже кратковременное вдыхание этих паров при концентрации выше ПДК может привести к замедлению пульса, понижению кровяного давления, потери сознания. Сырая нефть попадая на кожу человека сушит её, вызывает зуд, красноту. Деэмульгатор СНХП -жидкость светло-жёлтого цвета, класс опасности 3. ПДК - 5 млг/мЗ по метанолу. 50 млг/мЗ по толуолу.

Раздражает слизистую оболочку глаз и верхние дыхательные пути. Действует как наркотическое вещество.

В нефтяной и газовой промышленности при неправильной организации труда и производства и при несоблюдении определенных профилактических мероприятий может иметь место вредное воздействие на человека нефтяных паров, газов и других веществ, применяемых или сопутствующих производственному процессу.

Токсичность жидких нефтепродуктов проявляется в основном тогда, когда они переходят в парообразное состояние.

■ Пары нефти и продуктов ее переработки, а также углеводородные газы действуют главным образом на центральную нервную систему. Признаки отравления этими веществами чаще всего проявляются в головокружении, сухости во рту, головной боли, тошноте, сердцебиении, общей слабости и потери сознания. Удушающее действие на организм этих веществ выражается в затрудненности дыхания, головокружении, потери сознания.

Нефть может вызывать острые или хронические отравления, если в ней содержатся ароматические углеводороды или сероводород. При длительном соприкосновении работающих с сырой нефтью может развиться кожное заболевание.

■ Бензин наиболее токсичный нефтепродукт. Концентрация паров бензина в воздухе, равная 30 - 40 г/м3, при вдыхании человеком в течение нескольких минут создает опасность для его жизни. При меньших концентрациях отравление происходит не сразу: в начале пострадавший ощущает, головокружение, сердцебиение, слабость, иногда возникает состояние опьянения, а затем наступает потеря сознания. Если такого пострадавшего своевременно не вывести на свежий воздух и не оказать необходимую помощь, он может умереть.

Хронические отравления бензином возможны при длительном контакте работающего с относительно небольшими концентрациями паров этого нефтяного продукта и выражаются в постоянной головной боли, головокружении и других нервных расстройствах.

При воздействии на кожу человека бензин обезжиривает ее и может вызвать кожные заболевания- дерматиты и экземы.

■ Керосин действует на организм человека значительно слабее, чем бензин. Хронические отравления парами керосина возможны при длительном контакте с ними.

■ Мазут и смазочные масла оказывают вредное влияние на кожу человека.

■ Метан - газ, входящий в состав попутного нефтяного и природного газов. Он не имеет ощутимого запаха, не ядовит. При содержании в воздухе около 10% метана человек испытывает недостаток кислорода, а при большем содержании может наступить удушье.

■ Сероводород - бесцветный газ с сильным характерным запахом тухлых яиц. Он тяжелее воздуха и содержится в нефти и природных газах некоторых месторождений. Сероводород сильный яд, действующий на нервную систему и оказывающий значительное раздражение дыхательный путей и глаз человека. Ощутимый запах сероводорода наблюдается при концентрациях 0,0014 - 0,0023 мг/л и сильный - при концентрации 0,0033 мг/л.

Воздействие различных концентраций сероводорода на организм человека выражается в следующем: при содержании сероводорода во вдыхаемом воздухе в количестве 0,01 - 0,015 об % через несколько часов появляются симптомы легкого отравления; при содержании 0,02% - через 5-8 минут появляется сильное раздражение глаз, носа и горла; при содержании 0,05 - 0,07% - через час наступает тяжелое отравление, а при содержании 0,1-0,32% - быстрое смертельное отравление.

Характер и степень нарушения нормальной деятельности организма зависят не только от токсических свойств данного вещества, но и от концентрации его и продолжительности воздействия на человека.

■Предельно-допустимые концентрации вредных веществ в воздухе (ПДК).

Санитарные нормы.

Область применения газлифтного способа добычи нефти

Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидко­сти с забоя, переходят на механизированный способ эксплуа­тации скважин. Один их механизированных способов эксплуа­тации скважин - газлифтный способ. Фонтанирование можно искусственно продолжить путем подачи в скважину сжатого газа или воздуха через специальные клапаны, смонтированные на подъемных трубах, или через нижний конец этих труб.

Система, состоящая из эксплуатационной колонны и спущенных в нее труб, в которой подъем жидкости на по­верхность производится с помощью сжатого газа, называется газлифтом.

Ранее в качестве рабочего агента использовали воздух (эр­лифт). В настоящее время воздух не используется в качестве рабочего агента по следующим причинам:

Окисление нефти с потерей ее качества;

Образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче обводненной нефти), разрушение которой в процессе подготов­ки нефти затруднено;

При определенном содержании газов с воздухом образуется взрывоопасная смесь;

Компрессоры, используемые при сжатии (компримировании) воздуха, в случае нарушения системы смазки могут взрываться.

Область применения газлифта - высоко дебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) сква­жины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт харак­теризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, про­стотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Сегодня газлифтная эксплуатация реализуется в двух мо­дификациях:

С использованием сжатого газа, получаемого на компрес­сорных станциях - компрессорный газлифт;

С использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи - бескомпрессорный газлифт.

В настоящее время разработка нефтяных месторожде­ний России ведется с поддержанием пластового давления, а основная добыча нефти осуществляется механизированным способом, в основном насосным, поэтому газлифтный способ не имеет широкого распространения. Это не означает, что газ­лифтная эксплуатация не имеет перспектив; этот способ может оказаться конкурентоспособным для разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти из шельфовых месторождений.

4.2. Принцип работы компрессорного подъем­ника

Рис. 4.1. Принципиальные схемы газлифтных скважин

Конструкции: а - однорядная; б - двухрядная; в - полуторорядная

Газлифтный подъемник состоит из двух каналов или тру­бопроводов: одного для подачи рабочего агента, другого - для подъема газожидкостной смеси. Трубы, по которым закачи­вается рабочий агент, называются воздушными, а по которым происходит подъем газожидкостной смеси - подъемными.

Газ подается в кольцевое пространство между эксплуатаци­онной колонной и НКТ и оттесняет жидкость в НКТ. Сжатый газ, дойдя до башмака НКТ, проникает в них, газируя жидкость. Пузырьки газа поднимаются по НКТ, увлекая за собой жид­кость. Поскольку плотность газожидкостной смеси меньше плотности жидкости, противодавление на пласт снижается и за счет разницы между пластовым и забойным давлениями жидкость поступает из пласта в скважину.

Газлифтный подъемник характеризуется глубиной по­гружения, высотой подъема жидкости и относительным по­гружением.

Глубина погружения - это высота столба дегазированной жидкости Һ, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины.

Высота подъема - это расстояние h o от уровня жидкости до устья во время работы.

Относительное погружение - это отношение глубины по­гружения h ко всей длине подъемника.

В промысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления, т.е. из дав­ления нагнетания газа. При этом задаются рабочим давлением и определяют относительное погружение.

100 р бонус за первый заказ

Выберите тип работы Дипломная работа Курсовая работа Реферат Магистерская диссертация Отчёт по практике Статья Доклад Рецензия Контрольная работа Монография Решение задач Бизнес-план Ответы на вопросы Творческая работа Эссе Чертёж Сочинения Перевод Презентации Набор текста Другое Повышение уникальности текста Кандидатская диссертация Лабораторная работа Помощь on-line

Узнать цену

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным (компрессорный).

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим – Нст . В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа полностью вытесняет жидкость в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой.

При этом давление из башмака подъемной трубы

Где L – длина подъемной трубы.

h0 – расстояние от устья скважины до динамического уровня.

h тр = L- h0 – глубина погружения подъемной трубы в жидкость.

Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих диаметров: в однорядных подъемниках – от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках – для наружного ряда труб 73, 89 и 114 мм, а для внутреннего – 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь ввиду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12 -15 мм.

Достоинства газлифтного метода:

Недостатки газлифтного метода:

• большие капитальные затраты; низкий КПД;
• повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;
• быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.

После прекращения фонтанирования из-за нехватки плас­товой энергии переходят на механизированный способ эксплу­атации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

Возможность отбора больших объемов жидкости практи­чески при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форси­рованного отбора сильнообводненных скважин.

Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и сква­жин с забойным давлением ниже давления насыщения.

Малое влияние профиля ствола скважины на эффектив­ность работы газлифта, что особенно важно для наклонно на­правленных скважин, т.е. для условий морских месторожде­ний и районов освоения Севера и Сибири.

Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

Гибкость и сравнительная простота регулирования ре­жима работы скважин по дебиту.

Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использова­нии современного оборудования.

Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.

Большие начальные капитальные вложения в строитель­ство компрессорных станций.

Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно ис­пользовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями по­сле периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) ра­боты скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или сква­жин) с достаточными запасами и необходимым давлением ис­пользуют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной мерой - до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае сис­тема газлифта остается практически одинаковой с компрессор­ным газлифтом и отличается только иным источником газа вы­сокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на сква­жинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения ко­лонны НКТ под уровень жидкости.

В среднем диапазон применяемых значений давления ввода газа составляет 4,0-14,0 МПа. Диапазон производительности газлифтных скважин при непрерывном газлифте 60­2000 т/сут.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использо­вания газлифта в различных регионах страны с учетом мест­ных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые

трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраст­руктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

Системы и конструкции газовых подъемников

Газлифт (эрлифт) - система, состоящая из эксплуатацион­ной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в ко­торой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают компрессорный и бескомпрессорный газ­лифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт.

Схема работы газлифтного подъемника показана на рис. 4.1. В затрубное пространство нагнетают газ высокого давле­ния, в результате чего уровень жидкости в нем будет пони­жаться, а в НКТ - повышаться. Когда уровень жидкости по­низится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плот­ность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из плас­та постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и дав­ления нагнетания газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников определяются в за­висимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спус­каемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа - кольцевы­ми и центральными (см. рис. 4.1).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство меж­ду обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а га-

зожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 4.1, ф), а во втором - однородный подъемник центральной системы (см. рис. 4.1, ).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ на­правляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой систем ы (см. рис. 4.1,). Наружный ряд насосно­компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой систе­мы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верх­ней части - трубы большего диаметра, а в нижней - меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожид­костная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрЕ^ным центральной системы (см. рис. 4.1, „).

Недостатком кольцевой системы является возможность абра­зивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном про­странстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интен­сивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко рас­пространен третий вариант кольцевой системы - полутора- рЁ^ный подъемник (см. рис. 4.1, %), которйй имеет преимуще­ства двухрядного при меньшей его стоимости.

Наземное оборудование газлифтных скважин

В состав оборудования для обслуживания и эксплуатации газлифтных скважин входят: оборудование устья скважин ОУГ-80х35, инструмент ГК и установка ЛСГ1К-131А или ЛСГ- 16А для проведения скважинных работ.

Оборудование устья ОУГ-80х35 предназначено для снятия и посадки газлифтного клапана в эксцентричной скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины (рис.

Оно состоит из уплотнительного узла проволоки 1 с на­правляющими роликами, трехсекционного лубрикатора 2, ма­нометра 3 с разделителем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройст­вом, полиспаста 8, монтажной мачты 6 и стяжного ключа 7. Ниже указаны его характеристики.