This site uses cookies.
Some of these cookies are essential to the operation of the site,
while others help to improve your experience by providing insights into how the site is being used.
For more information, please see the ProZ.com privacy policy.
This person has a SecurePRO™ card. Because this person is not a ProZ.com Plus subscriber, to view his or her SecurePRO™ card you must be a ProZ.com Business member or Plus subscriber.
Affiliations
This person is not affiliated with any business or Blue Board record at ProZ.com.
Services
Translation
Expertise
Specializes in:
Petroleum Eng/Sci
Medical (general)
Rates
Russian to English - Rates: 0.10 - 0.10 USD per word English to Russian - Rates: 0.10 - 0.10 USD per word
Blue Board entries made by this user
0 entries
Payment methods accepted
PayPal
Portfolio
Sample translations submitted: 4
Russian to English: Технологии Гидроразрыва пласта General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - Russian Технологии Гидроразрыва пласта
С каждым годом объем запасов углеводородов в легко разрабатываемых пластах снижается, и на смену приходят низкопроницаемые объекты, выраженные высокой неоднородностью и низкими коллекторскими свойствами.
Это негативно сказывается на уровнях добычи углеводородов.
Один из наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывших такие пласты - ГРП, который позволяет значительно увеличить темп отбора нефти.
После ГРП увеличивается связь скважины с системой естественных трещин и с зонами повышенной проницаемости, расширяется область пласта, дренируемая скважиной.
Наиболее широкое распространение получила технология многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах, в результате применения которой кратно повышается дебит добывающих скважин.
Также сегодня мы развиваем уникальные технологии, в ряду которых многоствольные скважины с проведением МГРП в каждом из стволов.
Схематично ГРП можно свести к ряду последовательных операций:
определение места разрыва для образования трещин в породах нефтяного пласта, создание на выбранных участках скважин условий (отверстий) для давления на пласт, закачка в пласт под большим давлением разрывающей жидкости, закачка в образовавшуюся трещину расклинивающего агента (проппанта), промывка скважины и ее эксплуатация.
В первых гидроразрывах в качестве закачиваемой жидкости использовали техническую воду, а для расклинивания скважины — речной песок.
Современные компьютерные возможности обработки геологической информации и построения модели пласта позволяют выбрать наиболее подходящее место для инициации образования трещины, рассчитать необходимые параметры закачиваемой жидкости и подобрать подходящий проппант, которые обеспечат получение трещины оптимальных размеров с максимальной проводимостью.
На сегодняшний день набирает популярность использование бесшаровой технологии ГРП, в которой стадии гидроразрыва отделяются друг от друга специальными пробками, спускаемыми на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ), а закачка проппанта при каждом ГРП ведется через перфорационные каналы.
Эта технология дала возможность создания разветвленной системы трещин, направление которых мы можем задавать и контролировать.
На Западе эта технология успешно применяется уже около десяти лет и носит название рlug and perf.
В этом случае пласт вскрывается с помощью гидропескоструйной перфорации без использования муфт, причем в рамках одной стадии разрыва делается сразу несколько отверстий, что позволяет создавать сеть трещин, а не одну магистральную трещину, как при обычном ГРП.
Жидкость гидроразрыва нагнетается прямо по эксплуатационной колонне, без спуска в скважину колонны НКТ, а разделение стадий разрыва происходит специальными композитными пробками.
Насколько эффективной окажется такая технология проведения МГРП покажет время.
Translation - English Hydraulic fracturing methods
The volume of easy-to-recover hydrocarbon reserves is reducing every year and being replaced by low-permeability formations featuring high heterogeneity, low reservoir properties.
This affects hydrocarbon production rate.
One of the most efficient methods to increase well productivity penetrating such formations is hydraulic fracturing, which may maximize oil recovery rate.
After hydraulic fracturing, the well is better linked with natural fractures and high-permeability areas; formation area drained by the well increases.
The most widespread technique is multi-stage hydraulic fracturing in horizontal wells. It multiplies the production well flow rate.
Today we are also developing unique technologies, one of which is multilateral wells where multi-stage hydraulic fracturing is conducted in each wellbore.
Hydraulic fracturing can be defined as a set of consecutive operations:
identification of a fracture point to create fractures in the rocks of the oil formation, creation of conditions (perforations) to apply pressure to the formation in the chosen well sections, injection of the fracturing fluid under high pressure into the formation, injection of the propping agent (proppant) into the fracture, flushing of the well and its further operation.
The first hydraulic fracturing jobs utilized water fracturing liquid, and river sand as a propping agent.
Modern computer aids to process geologic data and model formation make it possible to select the most suitable area to initiate a fracture. Subsequent modelling that considers the formation rocks properties, allows calculation of required parameters of the fracturing fluid and selection of suitable proppant to achieve a fracture of optimal size and maximum conductivity.
Now ball- free hydraulic fracturing is becoming more popular when hydraulic fracturing stages are separated with special plugs lowered into the well on coiled tubing, and proppant is injected at each hydraulic fracturing through the perforated channels.
By this technique it was possible to form branched fractures and define and monitor the direction thereof.
In the West this technique has been successfully used for about ten years already and it is called “plug and perf method”.
Jet perforation with no sleeves required and several holes made per each fracturing stage make it possible to form a fracture pattern vs. a single main fracture formed by the conventional hydraulic fracturing technique.
The tubing is not run into the well but the fracturing fluid is injected directly through production string, while fracturing stages are separated by special composite plugs.
Time will tell how efficient such multi-stage hydraulic fracturing technology will be.
Russian to English: Каротаж в процессе бурения General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - Russian Каротаж в процессе бурения позволяет сэкономить время на исследование скважин, что, в свою очередь, ведет к сокращению времени на их освоение и заканчивание.
В настоящее время различают два основных вида каротажа в процессе бурения MWD (Measurement While Drilling) и LWD (Logging While Drilling).
MWD системы применяются для измерения инклинометрических и технологических параметров в процессе бурения и оперативного получения информации по гидроканалу с целью корректировки траектории ствола скважины.
LWD системы, кроме измерения инклинометрических и технологических параметров, дополнены аппаратурой для измерения свойств разбуриваемых пород. Информация о траектории ствола и свойствах разбуриваемых горных пород, получаемая в режиме реального времени, позволяет более точно направлять ствол скважины относительно интересующих коллекторов и зон различной насыщенности.
Для корректного описания пласта, получения верных данных при проведении каротажа во время бурения необходимо снижать проникновение фильтрата бурового раствора в коллектор.
Влияние фильтрата бурового раствора на показания приборов может быть достаточно сильным.
Это обусловлено различными факторами, такими как:
физико-химические свойства бурового раствора, фильтрационно-емкостные свойства горной породы, а также время, которое прошло с момента вскрытия горной породы и до момента записи данных приборами каротажа.
Эта проблема достаточно часто встречается при классических геофизических исследованиях скважин (ГИС).
Для минимизации влияния фильтрации бурового раствора наиболее распространены следующие методы:
уменьшение скорости фильтрации бурового раствора в породу; сокращение времени контакта породы с буровым раствором.
Этого можно добиться применением приборов каротажа во время бурения.
Translation - English Logging while drilling can save wells survey time, which, in its turn, results in reduced time for their development and completion.
В настоящее время различают два основных вида каротажа в процессе бурения MWD (Measurement While Drilling) и LWD (Logging While Drilling).
MWD systems are employed for measuring directional survey and process parameters during drilling and collecting data on hydraulic channel to adjust wellbore trajectory.
In addition to directional survey and process parameters, LWD systems are additionally equipped with tools for measuring the properties of drilled rocks. Information about the wellbore line and properties of drilled rocks being gathered in real time, allows to direct the wellbore more precisely against the required reservoirs and intervals of different saturation.
To ensure proper formation description, to receive correct data during LWD, it is necessary to reduce the ingress of drilling mud filtrate into the reservoir.
The effect of drilling mud filtrate on the instruments readings can be very significant.
This is due to different factors, such as:
physical and chemical properties of drilling mud, porosity and permeability properties of rock as well as the duration between the drilling and logging recording.
This problem regularly occurs during traditional logging.
The following methods are mostly used to minimize the effect of drilling mud filtration:
to reduce the speed of drilling mud filtration into rocks; to reduce the time of rock contact with drilling mud.
This can be achieved by application of logging while drilling.
English to Russian: Gas fractionation plants General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English Gas fractionation plants
In the cooling method gas containing liquid is cooled down to temperatures in the interval from -10°C to -40°C. At such temperature about 90% of propane and all butane (and also heavier compounds) are liquefied and can be separated during fractionation.
In the deep cooling method more complete ethane separation is performed.
For that purpose temperature of gas containing liquid is decreased to the interval from -100°C to -140°C. In such conditions 95% of ethane and all propane (and also heavier compounds) are separated from the gas.
Absorption with denuded oil is performed in older gas fractionation plants the same way as it is done in appropriate refinery units.
Standard procedure allows producing about 70% of propane and 100% of butane and heavier compounds.
Using cooled denuded oil can in addition provide for 50-75% of ethane.
Hard surface absorption is an interesting process, which is used in cases when only dew point must be changed (i.e. remove only the heaviest compounds, which can condense during transportation).
Many gas sale contracts include requirements for dew point (temperature at which drops start to settle out) to be not higher than -10°C with gas line pressure about 800 psi.
Depending upon specific gas flow this may require complete removal of petroleum gasoline and partial removal of butanes.
Some porous materials, such as absorbent carbon, silica gel and alumina, may make big volumes of vapors condense on their surface.
As liquid stays on the surface of hard substance, this process is called “adsorption” but not “absorption” (in the last case liquid gets inside the material).
When sufficient volume of liquid is condensed (in this case, gas spirit) the process is stopped or the flow is directed to different tank containing new portion of adsorbent.
Liquids are removed from adsorbent surface by treating it with superheated steam, collected and condensed.
Hard surface absorption produces 10-15% of butanes and 50-90% of petroleum gasoline.
Translation - Russian Газофракционирующие установки
В методе охлаждения содержащий жидкость газ охлаждается до температуры в интервале от -10°С до -40°С. При такой температуре около 90% пропана и весь бутан (а также более тяжелые компоненты) сжижаются и их можно разделить в процессе фракционирования.
В методе глубокого охлаждения производится более полное разделение этана.
Для этого температура содержащего жидкость газа понижается до интервала от -100°С до -140°С. При таких условиях 95% этана и весь пропан (а также более тяжелые компоненты) отделяются от газа.
Абсорбция с использованием отбензиненной нефти осуществляется на более ранних газофракционирующих установках тем же способом, что и на специальных перерабатывающих заводах.
Стандартная процедура позволяет производить около 70% пропана и 100% бутана и более тяжелые компоненты.
Использование охлажденного отбензиненного масла может способствовать получению 50-75% этана.
Абсорбция на твердой поверхности — это интересный процесс, применяемый при необходимости изменить только температуру конденсации (т.е. удалить только самые тяжелые компоненты, которые могут конденсироваться во время перевозки).
Во многих контрактах на продажу газа указывают требования к температуре конденсации (температура, при которой капли начинают отделяться), которая не должна превышать -10°С, а давление в газопроводе должно составлять около
800 psi.
В зависимости от определенного потока газа для этого может потребоваться полное удаление нефтяного бензина и частичное удаление бутана.
Некоторые пористые материалы, такие как активированный уголь, силикагель и оксид алюминия, могут собирать большее количество конденсата пара на своей поверхности.
Так как жидкость задерживается на поверхности твердого материала, этот процесс называется адсорбцией, а не абсорбцией (в последнем случае жидкость проникает в материал).
Когда достаточное количество жидкости конденсируется (в данном случае газовый бензин), процесс прекращается или поток направляется на другой резервуар с новой порцией адсорбента.
Жидкость удаляется с поверхности адсорбента путем обработки перегретым паром, собирается и конденсируется.
Поглощение твердой поверхностью производит 10-15% бутана и 50-90% газолина.
English to Russian: Water-Drive Reservoirs General field: Tech/Engineering Detailed field: Petroleum Eng/Sci
Source text - English Water-Drive Reservoirs
Where the formation containing an oil reservoir is fairly uniformly porous and continuous over a large area compared to the size of the oil reservoir itself, vast quantities of salt water exist in surrounding parts of the same formation often directly in contact with the oil and gas reservoir.
These tremendous quantities of salt water occur under pressure and provide a great additional store of energy to aid in producing oil and gas.
The energy supplied by the salt water comes from expansion of the water as pressure in the petroleum reservoir is reduced by production of oil and gas.
This effect is slight for any small quantity, but becomes of great importance when changes in reservoir pressure affect enormous volumes of salt water that are often contained in the same porous formation adjoining or surrounding a petroleum reservoir.
The expanding water moves into the regions of lowered pressure in the oil and gas saturated portions of the reservoir caused by production of oil and gas and retards the decline in pressure.
In this way, the expansive energy in the oil and gas is conserved.
The expanding water also moves and displaces oil and gas in an upward direction out of lower parts of the reservoir.
By this natural “Water-Drive” process the pore spaces vacated by oil and gas produced are filled with water, and oil and gas are moved toward the wells.
The “Water-Drive” is generally the most efficient oil-production process.
Oilfields where “Water-Drive” is effective are capable of yielding recoveries ranging up to 50 percent of the oil originally in place, depending on:
The physical nature of the reservoir rock and of the oil.
The care exercised in producing the wells.
The rate of oil and gas production from the field or reservoir.
These factors also greatly affect the oil-recovery efficiency in the case of “Gas-Cap-Drive” reservoirs.
However, rate of production seems to exert only minor effect on oil recoveries obtainable from “Dissolved-Gas-Drive” type fields except where conditions are favorable for gas caps to form.
In many cases reservoirs may possess the possibilities for either “Water Drive” or ‘‘Gas Drive".
In such event, the kind of operation and total rate of production will determine which type of drive will actually be effective, and accordingly will greatly affect the oil recovery.
Translation - Russian Водонапорные коллекторы
В случае, когда пласт, содержащий нефтеносный коллектор, достаточно однородно-пористый и располагается на большой площади, по сравнению с размерами самого нефтеносного коллектора, значительное количество соленой воды присутствует в окружающих зонах того же пласта, которая часто имеет контакт с нефтегазовым коллектором.
Эти огромные объемы соленой воды находятся под давлением и обеспечивают дополнительный и существенный запас энергии, способствующий добыче нефти и газа.
Энергия соленой воды исходит от расширения воды по мере падения давления в нефтеносном коллекторе в результате добычи нефти и газа.
Такой эффект незначителен при малом объеме, но имеет большое значение, когда изменение давления в коллекторе влияет на огромные объемы соленой воды, часто содержащейся в том же пористом пласте, прилегающем к нефтеносному коллектору или окружающем его.
Расширяющаяся вода мигрирует в области пониженного давления нефте- и газонасыщенных частей коллектора, образовавшихся при добыче нефти и газа, и сдерживает падение давления.
Таким образом, сохраняется энергия расширения нефти и газа.
Расширяющаяся вода также мигрирует и смещает нефть и газ вверх из нижних частей коллектора.
В результате естественного водонапорного процесса поры, в которых находились добываемые нефть и газ, заполняются водой, а нефть и газ вытесняются в направлении скважин.
Водонапорный режим обычно является наиболее эффективным нефтедобывающим процессом.
Нефтяные месторождения с эффективным водонапорным режимом позволяют извлекать до 50% содержащейся нефти, в зависимости от:
Физической природы породы-коллектора и нефти.
Осторожности при добыче нефти из скважины.
Расхода нефти и газа из месторождения или коллектора.
Данные факторы сильно влияют на эффективность извлечения нефти в случае коллекторов с напорным режимом газовой шапки.
Однако, расход оказывает незначительное влияние на извлечение нефти из месторождений с напорным режимом растворённого газа, тех случаев, когда условия благоприятны для формирования газовых шапок.
Во многих случаях коллекторы могут иметь возможность «водонапорного режима» или «газонапорного режима».
При этом вид эксплуатации и общий дебит определяют тип напорного режима, который будет наиболее эффективен и, соответственно, существенно повлияет на добычу нефти.
More
Less
Translation education
Bachelor's degree - КубГУ
Experience
Years of experience: 6. Registered at ProZ.com: Jan 2018.
Portfolio