Кафедра "Видобування нафти, газу та конденсату"

Постійне посилання колекціїhttps://repository.kpi.kharkov.ua/handle/KhPI-Press/927

Офіційний сайт кафедри http://web.kpi.kharkov.ua/dngik

Кафедра "Видобування нафти, газу та конденсату" була заснована в 2010 році для підготовки спеціалістів в нафтогазовій промисловості.

Характерною рисою діяльності кафедри "Видобування нафти, газу та конденсату" є постійний зв'язок з підприємствами та організаціями-замовниками фахівців. Випускники кафедри працюють у галузі видобування, транспортування, використання та реалізації нафти і газу, а також великої кількості сировини, отриманої при їх технологічній переробці.

Кафедра входить до складу Навчально-наукового інституту хімічних технологій та інженерії Національного технічного університету "Харківський політехнічний інститут".

У складі науково-педагогічного колективу кафедри працюють: 2 доктора технічних наук, 3 кандидата технічних наук; 2 співробітника мають звання професора, 1 – доцента, 1 – старшого наукового співробітника.

Переглянути

Фільтри

2018 - 20204

Налаштування

ORCID: search.filters.orcid.https://orcid.org/0000-0002-7453-5636

Результати пошуку

Зараз показуємо 1 - 4 з 4
  • Ескіз
    Документ
    Improvement of an engineering procedure for calculating the non­isothermal transportation of a gas­liquid mixture
    (Технологический центр, 2019) Fyk, M. I.; Biletskyi, V. S.; Fyk, I.; Bondarenko, Volodymyr; Mohammed, Bassam Al-Sultan
    The study that we conducted into the process of transportation of a gas-condensate mixture from a well bottom to the separation production plant has revealed the features of isothermal and non-isothermal flow. It was proved that during non-isothermal flow, hydraulic losses in the product pipeline are significantly affected by throttle effect and energy accommodation effect. The influence of velocity and volumetric flow rate of the gas-liquid mixtures on hydraulic resistance and pressure drop on a section of product pipeline, taking into consideration non-isothermal flow was analyzed. It was found that the assessment of hydraulic resistance and pressure drop in the proposed dependences converges with standardized ones by 95 %. The result was obtained based on the developed system of equations of the mathematical model for non-isothermal non-stationary one-dimensional motion of the gas-liquid mixture of hydrocarbons in the pipeline. The proposed system beneficially differs from the known ones by the fact that it takes into consideration the inner convective heat exchange, estimated by the combined effect of Joule-Thomson. A distinctive feature of the improved procedure for calculation was the introduction of temperature correction and accommodation coefficient in the calculation of hydraulic resistance of a pipeline as a system with distributed parameters. Due to this, it became possible to improve the procedure for the calculation of non-isothermal transportation of a homogeneous gas-condensate mixture. Based on the analysis of calculation curves by the known procedures (formulas of Thomas Colebrooke, Leibenson and VNIIgas) for isothermal and non-isothermal processes and the proposed procedure, rational areas of their applications were shown. All calculations were performed at the velocity of a gas-liquid flow within the range 0–50 m/s, pipe roughness of 0.01–0.05 mm and their diameter of 100–300 mm, the data from actual production pipelines of Novotroitsk oil-gas condensate field were used. Comparison of the theoretical and industrial experiments showed sufficient for engineering practice accuracy of calculation of pressure drop on the stretches of oil and gas lead lines and allowed recommending the developed analytical dependences for the introduction in industrial engineering.
  • Ескіз
    Документ
    Theoretical and applied aspects of using a thermal pump effect in gas pipeline systems
    (Технологический центр, 2018) Fyk, M. I.; Fyk, I.; Biletskyi, V. S.; Oliynyk, Max; Kovalchuk, Yulia; Hnieushev, Volodymyr; Shapchenko, Yevhen
    Based on the classical method for calculating parameters of gas pipelines using electrohydraulic analogy, a mathematical model of the object, the process of gas transmission in an industrial pipeline, has been developed. The study subject was the change of gas temperature after its passing through a throttling device which brings about thermal pump effect in the receiving strand of the gas pipeline. It was proposed to use gas-dynamic thermal pumps to minimize the risk of plug and hydrate formation in the gas pipeline of Kharkivtransgaz Co. It was shown that the change of the ground body temperature by ±10 °C in the 20 km long gas transmission section of the multi-strand pipeline system causes a change of gas pressure by 5−15 %. A theoretical-empirical formula for determining the Joule-Thomson coefficient was derived which allows one to estimate the thermal pump effect on the energy and thermobaric parameters of nonstationary gas transmission processes. It was determined that the integral coefficient of performance (COP) for the network system of multi-strand pipelines including gas-dynamic thermal pumps varies within the range of 1.00‒1.09 depending on the ambient temperature (0−20 °C). The principles of constructing the topology of the diagram of the gas pipeline with bridges and branches which, due to the use of the thermal pump effect, ensures a minimal risk of plugging and hydration consist in activation and regulation of the energy-transforming and heat exchange processes in the sections of the network system. This is achieved by introduction of additional throttling devices in front of the bridges and branches of the pipeline and by checking for proximity and bordering with critical temperatures of plug and hydrate formation.
  • Ескіз
    Документ
    Перспективи довгострокової розробки Шебелинського газоконденсатного родовища в умовах відновлення запасів
    (Харківський національний університет ім. В. Н. Каразіна, 2019) Фик, Ілля Михайлович; Фик, Михайло Ілліч; Фик, Ілля Михайлович (мол.)
    Робота спрямована на дослідження перспектив збільшення та стабілізації видобутку газу в Україні на виснажених родовищах за рахунок відновлюваних процесів щодо запасів газу. У статті розглядаються та аналізуються основні результати розробки Шебелинського ГКР з точки зору його обводнення та можливого відновлення запасів газу в покладах, що розробляються, за рахунок перетоків газу з глибоких горизонтів. Детально розглянуті всі чинники, які впливають на пластовий тиск в процесі розробки покладів. В роботі представлено аналіз водонапірної системи родовища, проведено розрахунок запасу законтурної води (замкнутої водонапірної системи), досліджено динаміку обводнення (вторгнення води в газові поклади) родовища та роль капілярних сил у сповільненні просування водного фронту. Показано, що обводнення практично не впливає на газовий режим розробки, а темпи зниження пластового тиску уповільнюється як під впливом відомих чинників, так і за рахунок перетоків газу по диз'юнктивних тектонічних порушеннях, особливо в центральній частині родовища. Обґрунтовано, що при зниженні річного видобутку газу до 1800–1900 млн. м³ він буде повністю компенсований перетоками. Наведений графічний прогноз видобутку газу до 2040 р. за варіантами без компресорної і компресорної експлуатації з 2019 р. з урахуванням відновлення запасів. Розраховано, що за умови введення на Шебелинському ГКР запланованої нової компресорної станції, річний видобуток газу в період 2020–2040 рр. буде зберігатися на рівні 2,4–2,1 млрд. м³ , а додатковий видобуток газу за період 2019–2036 рр. складе 6,5 млрд. м³. Об'єктом дослідження є Шебелинське газоконденсатне родовище. Видобуток газу та процеси підтримання пластового тиску, в тому числі за рахунок перетоків газу з глибинних горизонтів по тектонічних порушеннях. Предметом дослідження є аналіз та прогноз видобутку газу на перспективу за різними варіантами розробки, як компресорної так і без компресорної експлуатації родовища з урахуванням підтримання пластового тиску за рахунок відновлення запасів.
  • Ескіз
    Документ
    Метод полупроницаемой мембраны в режиме "дренирование–пропитка" при исследовании нефтегазовых коллекторов
    (Національний технічний університет "Харківський політехнічний інститут", 2020) Поверенный, Сергей Фёдорович; Фык, Илья Михайлович; Варавина, Елена Павловна; Яцкевич, Елена Александровна
    В комплексе петрофизических методов исследования горных пород-коллекторов довольно широко используется метод полупроницаемой мембраны, с помощью которого в основном определяются остаточная водонасыщенность и структура парового пространства в ходе моделирования процесса вытеснения пластовой воды газом при образовании залежей. При этом мембрана работает в режиме дренирования. Для решения вопросов, возникающих в ходе разработки нефтяных и газовых месторождений, представляет интерес и обратный процесс – моделирование обратного заводнения парового пространства при снижении давления газа в залежи или в ходе принудительного заводнения залежей, или при изучении процессов избирательного обводнения скважин. При этом мембрана первую часть опыта должна работать в режиме дренирования, создавая остаточную водонасыщенность, а вторую часть опыта должна работать в режиме пропитки. Режим дренирования достаточно подробно освещен в литературе, материалов по обратной пропитке практически нет. Проведенная работа имела целью разработку метода полупроницаемой мембраны для режима "дренирование–пропитка" до степени практического использования, включая проведение небольшого числа тестовых исследований. Разработанная методика будет детально изложена в соответствующем методическом руководстве, здесь рассматриваются в основном её проблемные моменты. Дальнейшее применение разработанной методики будет нацелено уже на решение конкретных задач, возникающих в процессе разработки залежей углеводородов. В числе первоочередных объектов изучения намечаются процессы вытеснения газа нефтью из нефтяных оторочек, вытеснения нефти водой, вытеснения нефтегазовой смеси при сайклинг-процессе.