3025
Переводчик Румянцев Димитрий Олегович
974Свободен
Дата регистрации: 20 июня, 2015 г.
Россия, Москва
Мужской
Специализации:
(Последовательный перевод, Гид-переводчик)
Письменные переводы (Деловая и личная переписка, Договоры и контракты, Технический, Нефть и газ, Бухучет, География, Геология, Юриспруденция: контракты)
Стаж работы:
13 лет
Родной язык:
Русский
Иностранные языки:
Французский
Фрилансер
Программы:
Microsoft Office (Word, Excel, PowerPoint), база словарей multitran.ru, Интернет
Образование:
МГУ им. М.В.Ломоносова (географический ф-т) в 1969 г.
Возраст:
80 лет
О себе:
!3 лет стажа работы переводчиком французского языка в Алжире; предпочтительная тематика: нефтегаз (разведка и добыча), геология (см. образцы переводов), как автолюбитель, владею тематикой по автомобилям
Документы, подтверждающие квалификацию:
Образцы переводов
Hydrocarbures liquides: le pétrole et tout ce qui y ressemble plus ou moins.
Cela inclut:
Pétroles conventionnels: cela correspond aux pétroles traditionnels…qui ressemblent à du pétrole lors de l’extraction (liquide et moche) et ne sont pas trop fatiguants à aller chercher (sur terre pas trop froide, pas trop profonde et compacte, ou sur mer pas trop profonde).
Pétroles non conventionnels: ce sont des pétroles difficiles d’accès ou qui ont des caractéristiques moins sympathiques que le pétrole ordinaire, ce qui complique l’extraction. Pétrole en eaux profondes (plus de 200 m d’eau) et ultra-profondes (plus de 1500 m d’eau). Certains y incluent des forages à terre difficiles d’accès (très profond, zones froides…).
Les schistes bitumineux (oil shale) : c’est du kérogène. En gros, c’est un produit qui n’a pas pu devenir du pétrole. Il faut terminer la cuisson (pyrolise). Très coûteux en énergie.
Les pétroles en roche compacte (tight oil) : c’est du pétrole qui est remonté depuis la roche-mère mais qui s’est retrouvé piégé dans un réservoir très compact. On va le chercher en fracturant la roche et en injectant de l’eau (la fameuse fracturation hydraulique avec le forage horizontal). Il y en a pas mal mais le rythme d’extraction est limité.
Les huiles de schistes (shale oil) : C’est du pétrole resté piégé dans des roches mères trop serrées. Même technique d’extraction et mêmes difficultés de débit que pour le tight oil.
Les sables bitumineux du Canada : c’est du pétrole qui est remonté à la surface ou proche de la surface et qui s’est ainsi dégradé. C’est du pétrole très visqueux mélangé au sol. Après avoir rasé la forêt, on l’extrait en creusant avec d’immenses excavatrices s’il est près du sol, ou en pompant après avoir injecté de la vapeur pour le fluidifier s’il est plus profond. Ensuite il faut le transformer. Il faut beaucoup d’investissements et surtout d’énergie pour l’exploiter.
Huiles lourdes du Venezuela : pétrole très visqueux car très dense qu’on récupère avec des technologies particulières
Condensats : ce sont les hydrocarbures qui, gazeux dans un gisement, se retrouvent à l’état liquide une fois extraits (ils se condensent à température et pression ambiante).
Cela inclut:
Pétroles conventionnels: cela correspond aux pétroles traditionnels…qui ressemblent à du pétrole lors de l’extraction (liquide et moche) et ne sont pas trop fatiguants à aller chercher (sur terre pas trop froide, pas trop profonde et compacte, ou sur mer pas trop profonde).
Pétroles non conventionnels: ce sont des pétroles difficiles d’accès ou qui ont des caractéristiques moins sympathiques que le pétrole ordinaire, ce qui complique l’extraction. Pétrole en eaux profondes (plus de 200 m d’eau) et ultra-profondes (plus de 1500 m d’eau). Certains y incluent des forages à terre difficiles d’accès (très profond, zones froides…).
Les schistes bitumineux (oil shale) : c’est du kérogène. En gros, c’est un produit qui n’a pas pu devenir du pétrole. Il faut terminer la cuisson (pyrolise). Très coûteux en énergie.
Les pétroles en roche compacte (tight oil) : c’est du pétrole qui est remonté depuis la roche-mère mais qui s’est retrouvé piégé dans un réservoir très compact. On va le chercher en fracturant la roche et en injectant de l’eau (la fameuse fracturation hydraulique avec le forage horizontal). Il y en a pas mal mais le rythme d’extraction est limité.
Les huiles de schistes (shale oil) : C’est du pétrole resté piégé dans des roches mères trop serrées. Même technique d’extraction et mêmes difficultés de débit que pour le tight oil.
Les sables bitumineux du Canada : c’est du pétrole qui est remonté à la surface ou proche de la surface et qui s’est ainsi dégradé. C’est du pétrole très visqueux mélangé au sol. Après avoir rasé la forêt, on l’extrait en creusant avec d’immenses excavatrices s’il est près du sol, ou en pompant après avoir injecté de la vapeur pour le fluidifier s’il est plus profond. Ensuite il faut le transformer. Il faut beaucoup d’investissements et surtout d’énergie pour l’exploiter.
Huiles lourdes du Venezuela : pétrole très visqueux car très dense qu’on récupère avec des technologies particulières
Condensats : ce sont les hydrocarbures qui, gazeux dans un gisement, se retrouvent à l’état liquide une fois extraits (ils se condensent à température et pression ambiante).
Жидкие углеводороды: нефть и все, что более-менее похоже на нее.
Это включает:
Традиционные нефти: соответствуют обычным нефтям…которые похожи на нефть при добыче (жидкая и невзрачная) и не слишком трудоемкие при разработке (на суше в не слишком холодном климате, не слишком глубокозалегающие и в не слишком плотных породах либо в море при не слишком большой глубине воды).
Нетрадиционные нефти: это труднодоступные нефти либо нефти с менее благоприятными характеристиками по сравнению с обычной нефтью, что затрудняет добычу. Нефть в глубоких водах (глубина воды более 200 м) и сверхглубоких водах (глубина воды более 1500 м). Некоторые включают сюда буровые скважины на суше в труднодоступных местах (очень большие глубины, районы с холодным климатом…).
Битуминозные сланцы (oil shale): это кероген. В общих чертах, это продукт, который не смог стать нефтью. Необходимо завершить обжиг (пиролиз). Очень энергозатратен.
Нефти в плотных породах (tight oil): это нефть, которая вышла из материнской породы, но которая оказалась в ловушке в очень плотном коллекторе. Ее разрабатывают путем разрыва породы и закачки воды (знаменитый гидроразрыв с горизонтальным бурением). Имеется в значительных объемах, но темп добычи ограничен.
Сланцевые нефти (shale oil): это нефть, которая осталась в ловушках в очень плотных материнских породах. Такая же технология добычи и те же затруднения по дебиту, что и у нефти в плотных породах.
Битуминозные пески Канады: это нефть, которая поднялась до поверхности либо вблизи поверхности земли и которая поэтому подверглась деградации (разложению). Это очень вязкая нефть, перемешанная с землей. После вырубки лесов ее добывают огромными экскаваторами, если она находится близко от поверхности земли либо откачивают насосами после закачки пара с целью ее разжижения, если она залегает на глубине. Затем ее необходимо переработать. Для ее разработки нужны большие инвестиции и особенно много энергии.
Тяжелые нефти Венесуэлы: нефть очень вязкая т.к. имеет высокую плотность, которую извлекают с применением специальных технологий.
Конденсаты: это углеводороды, которые будучи газообразными в залежи, переходят в жидкое состояние при добыче (они конденсируются при окружающей температуре и давлении).
Это включает:
Традиционные нефти: соответствуют обычным нефтям…которые похожи на нефть при добыче (жидкая и невзрачная) и не слишком трудоемкие при разработке (на суше в не слишком холодном климате, не слишком глубокозалегающие и в не слишком плотных породах либо в море при не слишком большой глубине воды).
Нетрадиционные нефти: это труднодоступные нефти либо нефти с менее благоприятными характеристиками по сравнению с обычной нефтью, что затрудняет добычу. Нефть в глубоких водах (глубина воды более 200 м) и сверхглубоких водах (глубина воды более 1500 м). Некоторые включают сюда буровые скважины на суше в труднодоступных местах (очень большие глубины, районы с холодным климатом…).
Битуминозные сланцы (oil shale): это кероген. В общих чертах, это продукт, который не смог стать нефтью. Необходимо завершить обжиг (пиролиз). Очень энергозатратен.
Нефти в плотных породах (tight oil): это нефть, которая вышла из материнской породы, но которая оказалась в ловушке в очень плотном коллекторе. Ее разрабатывают путем разрыва породы и закачки воды (знаменитый гидроразрыв с горизонтальным бурением). Имеется в значительных объемах, но темп добычи ограничен.
Сланцевые нефти (shale oil): это нефть, которая осталась в ловушках в очень плотных материнских породах. Такая же технология добычи и те же затруднения по дебиту, что и у нефти в плотных породах.
Битуминозные пески Канады: это нефть, которая поднялась до поверхности либо вблизи поверхности земли и которая поэтому подверглась деградации (разложению). Это очень вязкая нефть, перемешанная с землей. После вырубки лесов ее добывают огромными экскаваторами, если она находится близко от поверхности земли либо откачивают насосами после закачки пара с целью ее разжижения, если она залегает на глубине. Затем ее необходимо переработать. Для ее разработки нужны большие инвестиции и особенно много энергии.
Тяжелые нефти Венесуэлы: нефть очень вязкая т.к. имеет высокую плотность, которую извлекают с применением специальных технологий.
Конденсаты: это углеводороды, которые будучи газообразными в залежи, переходят в жидкое состояние при добыче (они конденсируются при окружающей температуре и давлении).
Регламент подготовки скважин и проведения работ по радиальному вскрытию властов (РВП)
1. Требования к скважинам для проведения работ по РВП
Скважина не должна иметь:
-негерметичную эксплуатационную колонну;
-мощность пласта менее 2 м;
-обводненность более 80%;
-пластовое давление ниже 70% от начального;
-в интервале пласта летучек, пластырей, сужений колонны.
Скважина должна иметь зумпф не менее 10 м от глубины точки фрезеровки колонны для проведения радиального вскрытия до забоя для осаждения вынесенного шлама. В случае осаждения шлама на забое необходимо провести промывку.
Максимальный зенитный угол на всем протяжении ствола скважины-не более 30°.
Толщина стенки эксплуатационной колонны-не более 10 мм, сталь- марки «Д», а также марки стали АНИ H-40, J-55, K-55, C-75, L-80 et N-80.
Диаметр эксплуатационной колонны, пригодный для проведения работ по радиальному вскрытию 146-168 мм.
Ближе 2 м от глубины планируемого радиального вскрытия не должны находиться муфты и другие элементы технической оснастки эксплуатационной колонны (центраторы, турболизаторы, пакеры и т.д.).
2. Требования к подготовке скважин бригадой ТРС
2.1.Из скважины извлечь глубинно-насосное оборудование и НКТ.
2.2.Спуском механического скребка и шаблона проработать и прошаблонировать эксплуатационную колонну от устья скважины до планируемого интервала установки отклонителя.
2.3.Промыть забой технической водой с ПАВ согласно расчета пластового давления. При наличии АСПО очистить ствол скважины растворителем.
2.4.Произвести комплекс ГИС:
-в интервале продуктивного пласта толщиномер, электромагнитный дефектоскоп не менее 80 м в масштабе 1:200;
-отбить забой ГК (НГК), локатор муфт.
1. Требования к скважинам для проведения работ по РВП
Скважина не должна иметь:
-негерметичную эксплуатационную колонну;
-мощность пласта менее 2 м;
-обводненность более 80%;
-пластовое давление ниже 70% от начального;
-в интервале пласта летучек, пластырей, сужений колонны.
Скважина должна иметь зумпф не менее 10 м от глубины точки фрезеровки колонны для проведения радиального вскрытия до забоя для осаждения вынесенного шлама. В случае осаждения шлама на забое необходимо провести промывку.
Максимальный зенитный угол на всем протяжении ствола скважины-не более 30°.
Толщина стенки эксплуатационной колонны-не более 10 мм, сталь- марки «Д», а также марки стали АНИ H-40, J-55, K-55, C-75, L-80 et N-80.
Диаметр эксплуатационной колонны, пригодный для проведения работ по радиальному вскрытию 146-168 мм.
Ближе 2 м от глубины планируемого радиального вскрытия не должны находиться муфты и другие элементы технической оснастки эксплуатационной колонны (центраторы, турболизаторы, пакеры и т.д.).
2. Требования к подготовке скважин бригадой ТРС
2.1.Из скважины извлечь глубинно-насосное оборудование и НКТ.
2.2.Спуском механического скребка и шаблона проработать и прошаблонировать эксплуатационную колонну от устья скважины до планируемого интервала установки отклонителя.
2.3.Промыть забой технической водой с ПАВ согласно расчета пластового давления. При наличии АСПО очистить ствол скважины растворителем.
2.4.Произвести комплекс ГИС:
-в интервале продуктивного пласта толщиномер, электромагнитный дефектоскоп не менее 80 м в масштабе 1:200;
-отбить забой ГК (НГК), локатор муфт.
Règles visant la préparation des puits et la réalisation des opérations de forage radial des couches (FRC)
1. Exigences envers les puits devant faire l'objet d'opérations de FRC
Le puits ne doit pas avoir:
-une colonne d'exploitation non-étanche;
-une épaisseur de la couche inférieure à 2m; unpourcentage d'eau supérieur à 80%;
-une pression de gisement inférieure à 70% de sa valeur initiale;
-des colonnes perdues, emplâtres/casing patch, rétrécissements de la colonne à l'intervalle de la couche.
Le puits doit avoir un puisard d'au moins de 10 m depuis la côte du point de fraisage de la colonne en vue d'un forage radial et jusqu'au fond et ce pour dépôt de déblais évacués. En cas de dépôt de déblais au fond, il convient d'effectuer un lavage.
L'angle zenithal maximal ne doit pas être supérieur à 30° tout au long du trou de sonde.
L'épaissseur du paroi de la colonne d'еxploitation ne doit pas être supérieure à 10 mm, l'acier de grade «D» ainsi que ceux de grades H-40, J-55, K-55, C-75,L-80 et N-80 selon API.
Le diamètre de la colonne d'exploitation permettant de réaliser des opérations de forage radial est de 146 mm à 168 mm.
Des manchons et d'autres éléments d'habillage technique de la colonne d'exploitation (centreurs,turbulisateurs, packers, etc.) ne doivent pas se trouver plus près qu'à 2 mètres de la côte prévue d'un forage radial
2. Exigences concernant la préparation des puits par une équipe de maintenance des puits
2.2.Extraire du puits les équipements de pompage de fond et le tubing.
2.2. Au moyen de descente d'un racleur mécanique et d'un calibre, conditionner et calibrer la colonne d'exploitation depuis la tête de puits jusqu'à l'intervalle de pose d'un déviateur.
2.3.Laver le fond à l'eau technique avec agents tensio-actifs conformément au calcul de la pression de gisement. En cas de présence de dépôts d'asphaltènes et de paraffines, nettoyer le trou de sonde au solvant.
2.4.Réaliser les diagraphies:
-à l'intervalle de la couche productive: jauge d'épaisseur, défectoscope électromagnétique d'au moins de 80 m à l'échelle de 1:200
-déterminer le fond du puits par diagraphie GR (GRN), détecteur de joints de tubage/CCL.
1. Exigences envers les puits devant faire l'objet d'opérations de FRC
Le puits ne doit pas avoir:
-une colonne d'exploitation non-étanche;
-une épaisseur de la couche inférieure à 2m; unpourcentage d'eau supérieur à 80%;
-une pression de gisement inférieure à 70% de sa valeur initiale;
-des colonnes perdues, emplâtres/casing patch, rétrécissements de la colonne à l'intervalle de la couche.
Le puits doit avoir un puisard d'au moins de 10 m depuis la côte du point de fraisage de la colonne en vue d'un forage radial et jusqu'au fond et ce pour dépôt de déblais évacués. En cas de dépôt de déblais au fond, il convient d'effectuer un lavage.
L'angle zenithal maximal ne doit pas être supérieur à 30° tout au long du trou de sonde.
L'épaissseur du paroi de la colonne d'еxploitation ne doit pas être supérieure à 10 mm, l'acier de grade «D» ainsi que ceux de grades H-40, J-55, K-55, C-75,L-80 et N-80 selon API.
Le diamètre de la colonne d'exploitation permettant de réaliser des opérations de forage radial est de 146 mm à 168 mm.
Des manchons et d'autres éléments d'habillage technique de la colonne d'exploitation (centreurs,turbulisateurs, packers, etc.) ne doivent pas se trouver plus près qu'à 2 mètres de la côte prévue d'un forage radial
2. Exigences concernant la préparation des puits par une équipe de maintenance des puits
2.2.Extraire du puits les équipements de pompage de fond et le tubing.
2.2. Au moyen de descente d'un racleur mécanique et d'un calibre, conditionner et calibrer la colonne d'exploitation depuis la tête de puits jusqu'à l'intervalle de pose d'un déviateur.
2.3.Laver le fond à l'eau technique avec agents tensio-actifs conformément au calcul de la pression de gisement. En cas de présence de dépôts d'asphaltènes et de paraffines, nettoyer le trou de sonde au solvant.
2.4.Réaliser les diagraphies:
-à l'intervalle de la couche productive: jauge d'épaisseur, défectoscope électromagnétique d'au moins de 80 m à l'échelle de 1:200
-déterminer le fond du puits par diagraphie GR (GRN), détecteur de joints de tubage/CCL.
Описание технологической схемы
отделения 1-41
Сырьевой газ, поступающий на отделение с давлением 6,9 МПа (абс.) и температурой 30 °C, направляется в холодный бокс 1-41 UP-001, где подвергается предварительному охлаждению до температуры минус 37 °C. Предварительно охлажденный сырьевой газ проходит через сепаратор 1-41 VF-001, где удаляется потенциально образующаяся жидкость, а затем расширяется в турбодетандере до давления 3,7 МПа. Крутящий момент на валу турбодетандера используется в электрогенераторе. Вырабатываемая электроэнергия используется на собственные нужды блока. Частично сконденсированный сырьевой газ направляется в сепаратор 1-41 VF-002, где происходит разделение жидкости и газа. Углеводородный конденсат, вместе с конденсатом из сепаратора 1-41 VF-001 подается в нижнюю секцию деметанизатора 1-41 CR-001. Газ, выходящий с сепаратора 1-41 VF-002, подается обратно в холодный бокс 1-41 UP-001 для дальнейшего охлаждения.
Сжиженный метан из отпарной колонны 1-42 CR-001 используется в качестве хладагента в конденсаторе 1-41 EP-005. Большая часть метана испаряется в 1-41 EP-005 и в дальнейшем подогревается в холодном боксе 1-41 UP-001 перед выводом на границы установки в качестве товарной продукции. Небольшая часть сжиженного метана из межтрубного пространства конденсатора 1-41 EP-005 откачивается насосом 1-41 PV-001 A/B и служит в качестве рефлюкса деметанизатора 1-41 CR-001.
Азот низкого давления на установку выделения этана и ШФЛУ, удаления азота и получения гелиевого концентрата поступает из общезаводской сети. Воздух КИП на установку поступает из общезаводской сети.
Таблица 1.3.1 – Требования к параметрам и качественным характеристикам продукции и полупродуктов
Наименова-ние Показатели качества
Наименование показателя Значе-ние Требо-вание
1 2 3 4
Газ горючий природный 1. Молярная доля углеводородов, %:
-метан, не менее
этан, не более
-пропан, не более
85,0
6,0
3,0 ТУ 0271-154-31323949-2014
2.Молярная доля азота, %, не более 2,0
3.Молярная доля диоксида углерода, %, не более 2,0
отделения 1-41
Сырьевой газ, поступающий на отделение с давлением 6,9 МПа (абс.) и температурой 30 °C, направляется в холодный бокс 1-41 UP-001, где подвергается предварительному охлаждению до температуры минус 37 °C. Предварительно охлажденный сырьевой газ проходит через сепаратор 1-41 VF-001, где удаляется потенциально образующаяся жидкость, а затем расширяется в турбодетандере до давления 3,7 МПа. Крутящий момент на валу турбодетандера используется в электрогенераторе. Вырабатываемая электроэнергия используется на собственные нужды блока. Частично сконденсированный сырьевой газ направляется в сепаратор 1-41 VF-002, где происходит разделение жидкости и газа. Углеводородный конденсат, вместе с конденсатом из сепаратора 1-41 VF-001 подается в нижнюю секцию деметанизатора 1-41 CR-001. Газ, выходящий с сепаратора 1-41 VF-002, подается обратно в холодный бокс 1-41 UP-001 для дальнейшего охлаждения.
Сжиженный метан из отпарной колонны 1-42 CR-001 используется в качестве хладагента в конденсаторе 1-41 EP-005. Большая часть метана испаряется в 1-41 EP-005 и в дальнейшем подогревается в холодном боксе 1-41 UP-001 перед выводом на границы установки в качестве товарной продукции. Небольшая часть сжиженного метана из межтрубного пространства конденсатора 1-41 EP-005 откачивается насосом 1-41 PV-001 A/B и служит в качестве рефлюкса деметанизатора 1-41 CR-001.
Азот низкого давления на установку выделения этана и ШФЛУ, удаления азота и получения гелиевого концентрата поступает из общезаводской сети. Воздух КИП на установку поступает из общезаводской сети.
Таблица 1.3.1 – Требования к параметрам и качественным характеристикам продукции и полупродуктов
Наименова-ние Показатели качества
Наименование показателя Значе-ние Требо-вание
1 2 3 4
Газ горючий природный 1. Молярная доля углеводородов, %:
-метан, не менее
этан, не более
-пропан, не более
85,0
6,0
3,0 ТУ 0271-154-31323949-2014
2.Молярная доля азота, %, не более 2,0
3.Молярная доля диоксида углерода, %, не более 2,0
Description du schéma technologique
de l’unité 1-41
Le gaz brut arrivant à l’unité à la pression de 6,9 MPа (аbs.) et à la température de 30°C, est dirigé vers le box froid 1-41 UP-001, où il subit un refroidissement préalable jusqu’à la température de moins 37 °C. Le gaz brut préalablement refroidi passe par séparateur 1-41 VF-001, où le liquide pouvant éventuellment se former est éliminé; ensuite, il est détendu au niveau du turbodétendeur jusqu’à la pression de 3,7 MPа. Le couple à l’arbre du turbodétendeur fait actionner le générateur électrique. L’électricité ainsi générée est utilisée pour les besoins propres du bloc. Le gaz brut partiellement condensé est dirigé vers le séparateur 1-41 VF-002, où la séparation du liquide et du gaz a lieu. Le condensat d’hydrocarbures, conjointement avec le condensat venant du séparateur 1-41 VF-001, est acheminé vers la section inférieure du déméthanisateur 1-41 CR-001. Le gaz sortant du séparateur 1-41 VF-002, est réacheminé vers le box froid 1-41 UP-001 pour refroidissement ultérieur.
Le méthane liquéfié de la tour de détente 1-42 CR-001 est utilisé en qualité d’agent refroidissant au niveau du condenseur 1-41 EP-005. La majeure partie du méthane est évaporée à 1-41 EP-005 et, par la suite, est réchauffée au niveau du box froid 1-41 UP-001 avant de sortir en dehors des limites de l’unité en qualité du produit commercial. Une faible partie du méthane liquéfié issue de l’espace annulaire du condenseur 1-41 EP-005 est évacuée à la pompe 1-41 PV-001 A/B et sert en tant que réflux du déméthanisateur 1-41 CR-001.
L’azote basse pression pour l’unité d’extraction de l’éthane, propane-butane et supérieurs, de dénitrification et de production du concentré d’hélium provient du réseau d’usine. L’air pour instruments de contrôle et de mesure de l’unité provient du réseau d’usine.
Tableau 1.3.1 – Exigences envers les paramètres et les caractéristiques qualitatives des produits et semi-produits
Designation Caractérisiques de la qualité
Designation de la caractéristique Valeur Exi-gence
1 2 3 4
Gaz naturel combustible 1.Fraction molaire des hydrocarbures, %:
-méthane, au moins
-éthane, au plus
-propane, au plus
85,0
6,0
3,0 ТУ 0271-154-31323949-2014
2.Fraction molaire de l’azote, %, au plus 2,0
3.Fraction molaire du dioxide de carbone, %, au plus 2,0
de l’unité 1-41
Le gaz brut arrivant à l’unité à la pression de 6,9 MPа (аbs.) et à la température de 30°C, est dirigé vers le box froid 1-41 UP-001, où il subit un refroidissement préalable jusqu’à la température de moins 37 °C. Le gaz brut préalablement refroidi passe par séparateur 1-41 VF-001, où le liquide pouvant éventuellment se former est éliminé; ensuite, il est détendu au niveau du turbodétendeur jusqu’à la pression de 3,7 MPа. Le couple à l’arbre du turbodétendeur fait actionner le générateur électrique. L’électricité ainsi générée est utilisée pour les besoins propres du bloc. Le gaz brut partiellement condensé est dirigé vers le séparateur 1-41 VF-002, où la séparation du liquide et du gaz a lieu. Le condensat d’hydrocarbures, conjointement avec le condensat venant du séparateur 1-41 VF-001, est acheminé vers la section inférieure du déméthanisateur 1-41 CR-001. Le gaz sortant du séparateur 1-41 VF-002, est réacheminé vers le box froid 1-41 UP-001 pour refroidissement ultérieur.
Le méthane liquéfié de la tour de détente 1-42 CR-001 est utilisé en qualité d’agent refroidissant au niveau du condenseur 1-41 EP-005. La majeure partie du méthane est évaporée à 1-41 EP-005 et, par la suite, est réchauffée au niveau du box froid 1-41 UP-001 avant de sortir en dehors des limites de l’unité en qualité du produit commercial. Une faible partie du méthane liquéfié issue de l’espace annulaire du condenseur 1-41 EP-005 est évacuée à la pompe 1-41 PV-001 A/B et sert en tant que réflux du déméthanisateur 1-41 CR-001.
L’azote basse pression pour l’unité d’extraction de l’éthane, propane-butane et supérieurs, de dénitrification et de production du concentré d’hélium provient du réseau d’usine. L’air pour instruments de contrôle et de mesure de l’unité provient du réseau d’usine.
Tableau 1.3.1 – Exigences envers les paramètres et les caractéristiques qualitatives des produits et semi-produits
Designation Caractérisiques de la qualité
Designation de la caractéristique Valeur Exi-gence
1 2 3 4
Gaz naturel combustible 1.Fraction molaire des hydrocarbures, %:
-méthane, au moins
-éthane, au plus
-propane, au plus
85,0
6,0
3,0 ТУ 0271-154-31323949-2014
2.Fraction molaire de l’azote, %, au plus 2,0
3.Fraction molaire du dioxide de carbone, %, au plus 2,0
Продуктивные ураноносные зоны месторождений Зоны Южной и Северной локализованы в образованиях верхнеалданской свиты верхней подсвиты и Федоровской свиты.
Особенностью докембрийских толщ является их насыщенность продуктами неоднократной гранитизации, занимающими более половины объема этих стратиграфических подразделений.
Однако имеются различия в их составе, что обуславливает их толерантность к процессам гранитизации.
Верхнеалданская свита верхняя подсвита: высокоглиноземистые разности пород: силлиманитовые, силлиманит-кордиеритовые, гранат-силлиманит-кордиеритовые гнейсы, переслаивающиеся с биотитовыми, биотит-пироксеновыми амфибол-двупироксеновыми гнейсами и линзами кварцитов.
Федоровская свита представлена мощной толщей амфибол- и пироксенсодержащих кристаллических сланцев и гнейсов с отличительной особенностью развития диопсидсодержащих пород и кальцифиров, мраморов.
Также отмечено, что за счет более высокой основности, по сравнению с другими метаморфическими породами, эти породы слабее подвергаются гранитизации.
Бластомилониты древних тектонических швов, структурно контролирующих размещение мезозойских зон метасоматоза и урановой минерализации, сформировались в заключительную, протерозойскую, метасоматическую стадию гранитизации.
Породы этого этапа характеризуются повышенными и аномальными содержаниями урана (в т.ч., 35-55% легкорастворимого): мясо-красные аляскитовые граниты, розовые милониты, а кроме бластомилонитов, еще и метасоматические образования в зонах древних разломов.
Блоки, сложенные породами верхнеалданской свиты, оказались более подготовленными к локализации тектонитов и метасоматитов разного возраста.
Эти блоки характеризует более широкое развитие продуктивных метасоматитов ранней стадии, и, как следствие, более широкое развитие и ураноносных метасоматитов и гидротермалитов мезозойского этапа.
Особенностью докембрийских толщ является их насыщенность продуктами неоднократной гранитизации, занимающими более половины объема этих стратиграфических подразделений.
Однако имеются различия в их составе, что обуславливает их толерантность к процессам гранитизации.
Верхнеалданская свита верхняя подсвита: высокоглиноземистые разности пород: силлиманитовые, силлиманит-кордиеритовые, гранат-силлиманит-кордиеритовые гнейсы, переслаивающиеся с биотитовыми, биотит-пироксеновыми амфибол-двупироксеновыми гнейсами и линзами кварцитов.
Федоровская свита представлена мощной толщей амфибол- и пироксенсодержащих кристаллических сланцев и гнейсов с отличительной особенностью развития диопсидсодержащих пород и кальцифиров, мраморов.
Также отмечено, что за счет более высокой основности, по сравнению с другими метаморфическими породами, эти породы слабее подвергаются гранитизации.
Бластомилониты древних тектонических швов, структурно контролирующих размещение мезозойских зон метасоматоза и урановой минерализации, сформировались в заключительную, протерозойскую, метасоматическую стадию гранитизации.
Породы этого этапа характеризуются повышенными и аномальными содержаниями урана (в т.ч., 35-55% легкорастворимого): мясо-красные аляскитовые граниты, розовые милониты, а кроме бластомилонитов, еще и метасоматические образования в зонах древних разломов.
Блоки, сложенные породами верхнеалданской свиты, оказались более подготовленными к локализации тектонитов и метасоматитов разного возраста.
Эти блоки характеризует более широкое развитие продуктивных метасоматитов ранней стадии, и, как следствие, более широкое развитие и ураноносных метасоматитов и гидротермалитов мезозойского этапа.
Les zones productives uranifères des gisements faisant partie des Zones Sud et Nord sont localisées dans les formations appartenant à la série du Haut Aldan, sous-série supérieure et à la série Fedorovskaya.
La particularité des assises précambriennes consiste en la saturation de celles-ci en produits de granitisation répétée constituant plus de la moitié du volume de ces unités stratigraphiques.
Cependant, il y des différences сoncernant la composition ce celles-ci, ce qui conditionne leur tolérence aux processus de granitisation.
La série du Haut Aldan, sous-série supérieure: variétés de roches à forte teneur en alumine: des gneiss à sillimanite, ceux à sillimanite-cordiérite, gneiss à grenat-sillimanite-cordiérite s'alternant avec des gneiss à biotite, ceux à biotite-pyroxènes- amphibole-bipyroxènes et des lentilles de quartzites.
La série Fedorovskaya est représentée par une épaisse assise constituée de schistes et gneiss cristallins contenant d'amphiboles et pyroxènes ayant une particularité spécifique de développement des roches à diopside, des calciphyres et des marbres.
A noter également que du fait de leur forte basicité par rapport aux autres roches métamorphiques, ces roches sont moins exposées à la granitisation.
Les blastomylonites d'anciennes sutures tectoniques qui contrôlent structuralement des zones mésozoïques de la métasomatose et de la minéralisation uranifère se formèrent au cours de la phase métasomatique protérozoïque terminale de la granitisation.
Les roches de cette étape se caractérisent par une teneur élevée et anormale en uranium (dont 35 à 55% d'uranium facilement soluble): des granites de couleur viande rouge à alaskite, mylonites roses et, à part des blastomylonites, des formations métasomatiques dans des zones d'anciennes failles.
Les blocs formés de roches appartenant à la série du Haut Aldan se retrouvèrent mieux préparés à la localisation des tectonites et métasomatites d'âges divers.
Ces blocs sont caractérisés par le développement plus large des métasomatites productives issues de la phase précoce et, par conséquent, par le développement plus large tant de métasomatites uranifères que d'hydrothermalites de l'étape mésozoïques.
La particularité des assises précambriennes consiste en la saturation de celles-ci en produits de granitisation répétée constituant plus de la moitié du volume de ces unités stratigraphiques.
Cependant, il y des différences сoncernant la composition ce celles-ci, ce qui conditionne leur tolérence aux processus de granitisation.
La série du Haut Aldan, sous-série supérieure: variétés de roches à forte teneur en alumine: des gneiss à sillimanite, ceux à sillimanite-cordiérite, gneiss à grenat-sillimanite-cordiérite s'alternant avec des gneiss à biotite, ceux à biotite-pyroxènes- amphibole-bipyroxènes et des lentilles de quartzites.
La série Fedorovskaya est représentée par une épaisse assise constituée de schistes et gneiss cristallins contenant d'amphiboles et pyroxènes ayant une particularité spécifique de développement des roches à diopside, des calciphyres et des marbres.
A noter également que du fait de leur forte basicité par rapport aux autres roches métamorphiques, ces roches sont moins exposées à la granitisation.
Les blastomylonites d'anciennes sutures tectoniques qui contrôlent structuralement des zones mésozoïques de la métasomatose et de la minéralisation uranifère se formèrent au cours de la phase métasomatique protérozoïque terminale de la granitisation.
Les roches de cette étape se caractérisent par une teneur élevée et anormale en uranium (dont 35 à 55% d'uranium facilement soluble): des granites de couleur viande rouge à alaskite, mylonites roses et, à part des blastomylonites, des formations métasomatiques dans des zones d'anciennes failles.
Les blocs formés de roches appartenant à la série du Haut Aldan se retrouvèrent mieux préparés à la localisation des tectonites et métasomatites d'âges divers.
Ces blocs sont caractérisés par le développement plus large des métasomatites productives issues de la phase précoce et, par conséquent, par le développement plus large tant de métasomatites uranifères que d'hydrothermalites de l'étape mésozoïques.
Геологическое строение и свойства грунтов
Амуро-Зейский регион представляет собой самую крупную мезо-кайнозойскую впадину Дальнего Востока. Фундамент впадины имеет явно выраженное блоковое строение и сформирован разновозрастными изверженными, метаморфическими и осадочными породами от протерозойских до раннемеловых включительно. Он глубоко погребен под чехлом более молодых образований.
В строении верхней части геолого-литологического разреза района изысканий принимают участие аллювиальные, озерно-аллювиальные, аллювиально-делювиальные верхнеплейстоцен-голоценовые, средне - верхнеплейстоценовые, плиоцен - нижнеплейстоценовые отложения.
Стратиграфо-генетический комплекс аллювиальных, аллювиально-делювиальных верхнеплейстоцен-голоценовых отложений (a, ad QIII-IV) слагает поверхности пойм и первых надпойменных террас долин рек и ручьев. Характерной чертой отложений аллювиального генезиса является их двухчленное строение с русловой фацией в основании комплекса и пойменной фацией в кровле. Русловая фация аллювиальных отложений представлена грубообломочными, плохо отсортированными песчаными и гравийно-галечными породами. В разрезе пойменной фации превалируют плотные тонкослоистые глины и суглинки, реже - супеси.
Среднечетвертичные образования (QII) представлены аллювиальными образованиями III надпойменной террасы сложенные песками, глинами и галечниками.
Верхнечетвертичные (QIII) слагают первую I и вторую II надпойменные террасы и представлены глинами и песками с гравием.
К верхнечетвертичным – современным отложениям (QIII-IV) относятся пролювиальные и делювиально-проллювиальные отложения подножий склонов долин. В строении этих отложений принимают участие переотложенные продукты осадков белогорской и сазанковской свит.
В геологическом строении площадки, на глубину пробуренных скважин (20-48м), принимают участие плиоцен-нижнеплейстоценовые аллювиальные (a N2-Q1) отложения белогорской свиты, представленные преимущественно песками различной крупности, суглинками и супесями, реже глинами в виде линз небольшой мощности. Сверху они перекрыты грунтом растительного слоя мощностью 0,1-0,7 м.
Амуро-Зейский регион представляет собой самую крупную мезо-кайнозойскую впадину Дальнего Востока. Фундамент впадины имеет явно выраженное блоковое строение и сформирован разновозрастными изверженными, метаморфическими и осадочными породами от протерозойских до раннемеловых включительно. Он глубоко погребен под чехлом более молодых образований.
В строении верхней части геолого-литологического разреза района изысканий принимают участие аллювиальные, озерно-аллювиальные, аллювиально-делювиальные верхнеплейстоцен-голоценовые, средне - верхнеплейстоценовые, плиоцен - нижнеплейстоценовые отложения.
Стратиграфо-генетический комплекс аллювиальных, аллювиально-делювиальных верхнеплейстоцен-голоценовых отложений (a, ad QIII-IV) слагает поверхности пойм и первых надпойменных террас долин рек и ручьев. Характерной чертой отложений аллювиального генезиса является их двухчленное строение с русловой фацией в основании комплекса и пойменной фацией в кровле. Русловая фация аллювиальных отложений представлена грубообломочными, плохо отсортированными песчаными и гравийно-галечными породами. В разрезе пойменной фации превалируют плотные тонкослоистые глины и суглинки, реже - супеси.
Среднечетвертичные образования (QII) представлены аллювиальными образованиями III надпойменной террасы сложенные песками, глинами и галечниками.
Верхнечетвертичные (QIII) слагают первую I и вторую II надпойменные террасы и представлены глинами и песками с гравием.
К верхнечетвертичным – современным отложениям (QIII-IV) относятся пролювиальные и делювиально-проллювиальные отложения подножий склонов долин. В строении этих отложений принимают участие переотложенные продукты осадков белогорской и сазанковской свит.
В геологическом строении площадки, на глубину пробуренных скважин (20-48м), принимают участие плиоцен-нижнеплейстоценовые аллювиальные (a N2-Q1) отложения белогорской свиты, представленные преимущественно песками различной крупности, суглинками и супесями, реже глинами в виде линз небольшой мощности. Сверху они перекрыты грунтом растительного слоя мощностью 0,1-0,7 м.
Structure géologique et propriétés des sols
La région d’Amour-Zeya représente la plus importante dépression d’âge méso-kainosoïque de l’Extrême Orient. Le socle de la dépression a une structure en blocs nettement manifestée; il est formée de roches éruptives, métamorphiques et sédimentaires d’âges divers allant du Protérozoïque au Crétacé précoce. Il est profondement enfoui sous la couverture des formations plus récentes.
Au niveau de la région d’investigation, ce sont des dépôts alluviaux, alluviaux-lacustres, alliviaux-déluviaux datant du Pléistocène supérieur-Holocène, Pléistocène moyen et supérieur, Pliocène- Pléistocène inférieur qui participent à la structure de la parie supérieure de la séquence géologo-lithologique.
L’ensemble stratigrapho-génétique des dépôts alluviaux-déluviaux du Pléistocène supérieur-Holocène (a, ad QIII-IV) constitue la surface des plaines inondables et de premières terrasses surélevées par rapport à celles-ci au niveau de vallées de rivières et de ruisseaux. Le trait caractéristique des dépôts à genèse alluviale réside dans leur structure en deux membres avec un faciès de cours d’eau à la base de l’ensemble et un faciès de plaine inondable au toit de celui-ci. Le faciès de cours d’eau des dépôts alluviaux est représenté par des roches sableuses et graveleuses-caillouteuses détritiques grossières mal classées. Dans la séquence d’un faciès de plaine inondable, ce sont des argiles et limons compacts à lits fins qui prévaluent, plus rarement des sables argileux.
Les formations du Quaternaire moyen (QII) sont représentées par des formations alluviales de la IIIème terrasse surélevée par rapport à la plaine inondable, constituées de sables, argiles et de couches de galets.
Les formations du Quaternaire supérieur (QIII) constituent la première Ière et la deuxième IIème terrasses surélevées par rapport à la plaine inondable et sont représentées par des argiles et sables avec gravier.
Aux dépôts du Quaternaire supérieur contemporains (QIII-IV) sont rapportés des dépôts proluviaux et déluviaux-proluviaux au niveau de pieds des versants de vallées. Les produits issus du remaniéments des sédiments des séries Belogorskaya et Sazankovskaya font partie de la structure des ces dépôts.
A la structure déologique du site, dans les limites de la profondeur des puits forés (20 à 48m), participent les dépôts alluviaux du Pliocène-Pléistocène inférieur (a N2-Q1) de la série Belogorskaya, représentés essentiellement par des sables à gr
La région d’Amour-Zeya représente la plus importante dépression d’âge méso-kainosoïque de l’Extrême Orient. Le socle de la dépression a une structure en blocs nettement manifestée; il est formée de roches éruptives, métamorphiques et sédimentaires d’âges divers allant du Protérozoïque au Crétacé précoce. Il est profondement enfoui sous la couverture des formations plus récentes.
Au niveau de la région d’investigation, ce sont des dépôts alluviaux, alluviaux-lacustres, alliviaux-déluviaux datant du Pléistocène supérieur-Holocène, Pléistocène moyen et supérieur, Pliocène- Pléistocène inférieur qui participent à la structure de la parie supérieure de la séquence géologo-lithologique.
L’ensemble stratigrapho-génétique des dépôts alluviaux-déluviaux du Pléistocène supérieur-Holocène (a, ad QIII-IV) constitue la surface des plaines inondables et de premières terrasses surélevées par rapport à celles-ci au niveau de vallées de rivières et de ruisseaux. Le trait caractéristique des dépôts à genèse alluviale réside dans leur structure en deux membres avec un faciès de cours d’eau à la base de l’ensemble et un faciès de plaine inondable au toit de celui-ci. Le faciès de cours d’eau des dépôts alluviaux est représenté par des roches sableuses et graveleuses-caillouteuses détritiques grossières mal classées. Dans la séquence d’un faciès de plaine inondable, ce sont des argiles et limons compacts à lits fins qui prévaluent, plus rarement des sables argileux.
Les formations du Quaternaire moyen (QII) sont représentées par des formations alluviales de la IIIème terrasse surélevée par rapport à la plaine inondable, constituées de sables, argiles et de couches de galets.
Les formations du Quaternaire supérieur (QIII) constituent la première Ière et la deuxième IIème terrasses surélevées par rapport à la plaine inondable et sont représentées par des argiles et sables avec gravier.
Aux dépôts du Quaternaire supérieur contemporains (QIII-IV) sont rapportés des dépôts proluviaux et déluviaux-proluviaux au niveau de pieds des versants de vallées. Les produits issus du remaniéments des sédiments des séries Belogorskaya et Sazankovskaya font partie de la structure des ces dépôts.
A la structure déologique du site, dans les limites de la profondeur des puits forés (20 à 48m), participent les dépôts alluviaux du Pliocène-Pléistocène inférieur (a N2-Q1) de la série Belogorskaya, représentés essentiellement par des sables à gr
Тарифы
Письменный перевод:
Французский
300-320
РУБ
/ 1800 знаков
Устный перевод
3000-4000
РУБ
/ час
