авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 11 | 12 || 14 | 15 |   ...   | 43 |

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ...»

-- [ Страница 13 ] --

Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX в: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был получен в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (г. Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя. В начале 1900-х годов был разработан гидравлический таран, создававший 500-600 ударов в минуту. В 1923 г. М.А. Капелюшников разработал (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат названный турбобуром Капелюш никова. Первым работоспособным, оказался гидродвигатель, представляющий собой обращенный насос Муано 1, относящийся к планетарно-роторному типу гидромашин.Работы по созданию ВЗД начались в США и СССР середине 60-х годов. ВНИИБТ в 1966 г. Разработали новый тип ВЗД, рабочие органы которого выполнены на базе многозаходного винтового героторного механизма [2].

В настоящее время производится большое количество различных гидравлических забойных двигателей, что делает необходимым качественно их классифицировать.Ниже представлена общая классификация, которая может быть далее разделена в зависимости от конструктивных особенностей каждого из подтипов.

1. Турбобуры:

1.1. Односекционные;

1.2. Секционные;

1.3. С плавающими статорами типа ТПС;

1.4. С независимой подвеской валов секций типа ТНБ;

1.5. Термостойкие турбобуры типа ТТА для скважин с температурой до 240 °С;

ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР 1.6. Редукторные турбобуры типов ТР, ТРМ и ТСМ;

1.7. Малогабаритные турбобуры типов ТГ, ТШ и ТВ1 для бурения и ремонта скважин;

1.8. Турбинные отклонители типа ТО;

1.9. Турбобуры-отклонители с независимой подвеской валов турбинных секций типа ТО2 для бурения боковых стволов из старых скважин;

1.10. Шпиндель-отклонитель типа ШО1;

1.11. Шпиндель типа ШД;

1.12. Турбодолота колонковые типа КТД для отбора керна;

1.13. Керноотборное устройство типа УКТ.

2. Винтовые забойные двигатели:

2.1. Общего назначения;

2.2. Винтовые забойные двигатели типа ДГ для наклонно-направленного и горизонтального бурения;

2.3. Винтовые забойные двигатели типа ДВК для отбора керна;

2.4. Винтовые забойные двигатели для ремонта скважин;

2.5. Винтовые забойные двигатели с полым валом;

2.6. Многомодульные винтовые забойные двигатели.

3. Турбинно-винтовые забойные двигатели:

3.1. Модульные турбинно-винтовые двигатели типа ТВД;

3.2. Универсальные турбинно-винтовые двигатели типа ТПС-У;

3.3. Унифицированные модульные турбинно-винтовые двигатели типа 2ТУ240КД;

3.4. Турбобур низкооборотный с винтовым модулем типа ТНВ.

4. Роторно-турбинные и реактивно-турбинные буры типа РТБ:

4.1. Роторно-турбинные буры;

4.2. Реактивно-турбинные буры.

Несмотря на все многообразие гидравлических забойных двигателей при их использовании возникает множество проблем. В частности, эти проблемы особенно сильно сказываются при сооружении горизонтальных скважин из-за их потенциальной дороговизны, которая может превышать стоимость наклонно-направленных скважин, сооружаемых в сходных условиях, в 2-3 раза.

В результате информационного поиска были выделены следующие проблемы:

Вибрация забойного двигателя при бурении горизонтальных стволов;

1.

Отказы шпиндельной секции. В шпиндельной секции наибольшее число отказов (60%) прихо 2.

дится на осевую опору;

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией у турбобуров типа 3ТСШ;

3.

Снижение изгиба вала шпинделя относительно скважины [3];

4.

Низкочастотный шум забойного двигателя;

5.

6. Подшипники гидравлических забойных двигателей работают в экстремальных условиях, подверга ясь тяжелым ударным нагрузкам, впоследствии разрушаясь [3];

Износ дорожек качения, трещины кольца и обрезанные края шариков в результате воздействия 7.

больших ударных нагрузок [4];

8. Зависимость величины насадки ротора от потока промывочной жидкости [5];

Высокая интенсивность разрушения двигателя при температурах свыше 150 оС [5];

9.

10. Износ стабилизатора двигателя, что приводит к потере зенитного угла в роторном режиме [5];

11. При прокачке бурового раствора, в то время когда долото не упирается в забой, а находится в под вешенном состоянии, требуется существенная потеря давления для преодоления сил трения между ротором и статором, чтобы заставить вал крутиться [5];

12. Разрушение уплотнения между ротором и статором из-за деформации внутреннего покрытия ста тора, в результате чего, буровой раствор течет через двигатель, не вращая долото [6];

13. Следующий существенный недостаток заключается в том, что технологические параметры раствора регулируются в пределах, необходимых, прежде всего для обеспечения нормальной работы ГЗД, при этом требо вания к буровому раствору по отношению к качеству вскрытия становятся второстепенными. Имеется значи тельное количество буровых растворов, в среде которых ГЗД не работают – это буровые растворы на углеводо родной основе, высоковязкие растворы.

Наличие большого количества проблем, возникающих при эксплуатации забойных двигателей, в про цессе сооружения горизонтальных скважин не уменьшает их значимости и преимуществ. Несмотря на это, необ ходимо разрабатывать методы усовершенствования двигателей для повышения качества их работы и долговеч ности. Основные направления, модификации забойных двигателей, которые наиболее близки автору и могут быть практически реализованы: снижение вибрации двигателя и низкочастотных шумов за счет применения при способления для поглощения колебаний;

усиление подшипников забойных двигателей за счет применения новых материалов и модификаций;

совершенствование уплотнений с подбором наиболее оптимальных материалов для их изготовления.

В работе были была проведена оценка парка забойных двигателей и приведены основные проблемы, возникающие при их эксплуатации в процессе сооружения скважин с горизонтальным участком ствола. В пони мании автора эта тема важна на данном этапе развития бурения, потому что с каждым годом сооружение гори зонтальных скважин усложняется путем задания все более сложных траекторий. В данном случае большую роль и ценность играет правильно подобранная и рассчитанная КНБК. По результатам проведенного информационно Секция 12. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН го поиска автором сформирован список основных проблем и выбраны приоритетные направления совершенство вания турбобуров.

Литература Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник/А. И. Булатов, Ю. М. Проселков, 1.

С. А. Шаманов. М.: Недра, 2003. – 1003 с.

Лягов А.В. Динамические компоновки для бурения забойными двигателями. Автореф. дисс. на соискание уч.

2.

ст. д.т.н., Уфа, 2005. – 47 с.

Панов К.Е. Разработка и совершенствование технических средств и технологий для бурения наклонно 3.

направленных, пологих и горизонтальных скважин. Автореф. дисс. на соискание уч. ст. к.т.н., Тюмень, 2006. – 28 с.

Сайт: http://www.neftelib.ru 4.

Сайт: http://www.drillings.ru 5.

МАЛОЕ ИННОВАЦИОННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ НА КАФЕДРЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН – ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ А.С. Бубнов Научный руководитель профессор П.С. Чубик Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Научно-Исследовательская Инновационно – Технологическая Экспертная Компания Томского политехнического университета по бурению скважин (НИИТЭК «ТПУ – Бурение») – это молодая иннова ционная компания, основанная в 2010 году на базе кафедры «Бурения скважин» Национального исследователь ского Томского политехнического университета в рамках реализации федерального закона № 217 от 02.08. года.

Цель ООО «НИИТЭК ТПУ-Бурение» – быть новаторами в использовании прогрессивных технологий строительства скважин и генерировать «ноу-хау» в сервисные услуги для повышения качества работ и рента бельности бизнеса нефтегазодобывающих компаний.

ООО НИИТЭК «ТПУ-Бурение» применяет на практике инновационные разработки кафедры «Бурения скважин» с постоянным повышением качества работ для занятия и удержания лидирующих позиций на россий ском рынке сервисных услуг по строительству скважин.

В состав команды, реализующей проект входят:

Руководители и главные специалисты с опытом практической работы в бурении на инженерно технических и руководящих должностях более 10 лет, имеют высшее образование по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Квалифицированные научные кадры кафедры «Бурения скважин» Национального исследователь ского Томского политехнического университета: 4 доктора наук, 13 кандидатов наук.

ООО НИИТЭК «ТПУ-Бурение» занимается разработкой новых высокоэффективных рецептур в аккре дитованной химико-аналитической лаборатории буровых и тампонажных растворов. Лаборатория оснащена со временным оборудованием, отвечающим международным требованиям для разработки передовых технологий по стандартам API. При разработке новых технологий и материалов используются современные научно технические подходы по планированию исследований, моделируются промысловые термобарические условия и учитываются геологические условия месторождений. Разработки широко используются при строительстве и капитальном ремонте скважин на месторождениях Западной Сибири. Кроме того, данные разработки легли в основу защищенных диссертационных работ.

Разработано несколько типов и модификаций буровых растворов на водной и углеводородной основах.

В зависимости от технологических требований, типа и состава разбуриваемых горных пород на основе лабора торных исследований с использованием натуральных кернов (шлама) подбирается индивидуальный состав буро вого раствора, производится выбор ингибирующих и смазывающих добавок с максимально возможным эффек том. С использованием гидравлических программ моделируются различные варианты промывки скважин и по результатам расчетов выбираются оптимальные показатели реологических свойств раствора для конкретных участков ствола скважины. Альтернативой растворам на водной основе служат растворы на углеводородной ос нове. Однако экологические аспекты, связанные с реализацией принципа нашей компании, снизить влияние на окружающую среду до нулевого воздействия, ограничивает использование таких растворов. Разработан и про шел успешное испытание эмульсионный буровой раствор на минеральной неводной основе, обладающий инерт ностью к разбуриваемым породам, высокой смазывающей способностью, низким коэффициентом трения порода металл. Данный раствор обладает улучшенными экологическими характеристиками по сравнению с растворами на нефтяной основе.

Разработан ряд рецептур тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн в различных термобарических условиях и рецептур материалов для изоляционных работ при поглощениях различной степени интенсивности. Кроме того, разработаны технологии приготовления безусадочных тампонажных составов и изо ляции зон осложнений.

За первый год деятельности ООО НИИТЭК «ТПУ-Бурение» удалось достичь хороших результатов. Бы ли установлены партнерские отношения с нефтегазодобывающими предприятиями Томской области, такими как ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР ООО «Газпромнефть-Восток», ЗАО «Томская нефть», ОАО «Томскгазпром», ООО «Норд Империал», ООО «Альянснефтегаз»;

были заключены договоры на оказание услуг и получены хорошие отзывы о работе ООО НИИТЭК «ТПУ-Бурение».

С целью занятия и удержания лидирующих позиций на нефтегазодобывающем рынке ООО НИИТЭК «ТПУ-Бурение» планирует расширять и развивать спектр предлагаемых услуг. Основные направления этого раз вития будут определяться по важности проблематики вопроса, на который необходимо сосредоточить научный подход и возможность реализации решения. Важным фактором, который позволит компании достичь определен ных результатов, является тесная связь научной теории с практикой.

РОЛЬ ИНГИБИРОВАННЫХ РАСТВОРОВ ПРИ БУРЕНИИ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ ПРИ РАЗБУРИВАНИИ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД К.В. Бузанов Научный руководитель старший преподаватель Л.Н.Нечаева Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия В таком сложном технологическом процессе, как бурение скважины часто возникают ситуации, когда могут возникнуть осложнения в виде прихватов бурового инструмента. Особенно часто такие осложнения могут встретиться при разбуривании глинистых пород. Одним из способов предупреждения осложнений может слу жить использование ингибированных буровых растворов.

Ингибитор – вещество, присутствие которого в небольших количествах в среде приводит к предотвра щению или замедлению некоторых нежелательных процессов [1].

Применение ингибированных растворов предотвращает такие осложнения, как обвал стенок скважин, прихват бурового инструмента, образования каверн в пласте, если он сложен из хрупких пород и набухания, если это глинистые породы, проникновение фильтрата в породу [1].

Наиболее часто применяют следующие виды ингибиторов:

а) растворы солей, содержащий гипс, карбонат кальция, хлорид кальция;

б) высокощелочные соединения, увеличивающее глиноемкость буровых растворов.

Рассмотрим далее некоторые разновидности ингибиторных растворов, которые нашли свое наибольшее применение в практике бурения.

Одной из таких разновидностей являются алюминатные растворы.

Алюминатные растворы – это буровые глинистые промывочные растворы из кальциевой глины, кото рые содержат ингибирующую добавку – высокощелочной алюминат натрия. Алюминатные растворы использу ют для разбуривания глинистых отложений в условиях невысоких (до 100 °С) забойных температур. В качестве реагента-стабилизатора используют только ССБ. Алюминатные глинистые растворы (АлГР) обладают устойчи востью в широком диапазоне минерализации и небольшими показателями фильтрации.

Известковые растворы с высоким рН – это сложные многокомпонентные системы, включающие кроме глины и воды четыре обязательных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид.

Такие промывочные жидкости используют при разбуривании высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известковых растворов повышается их глиноемкость, снижаются пептиза ция выбуренной глины, набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность прихватов.

При проводке скважин, осложненных наличием хемогенных отложений, осыпающихся и склонных к обвалам терригенных пород, используют безглинистые солестойкие растворы, состоящие из бурого угля, каусти ческой соды, воды и гидроксида поливалентного металла. Главное их преимущество – крепящее действие осно вано на образовании в определенных температурных условиях нерастворимых в воде цементирующих веществ – гидросиликатов и гидроалюминатов двухвалентных металлов. Недостатки этих растворов – низкая термостой кость и высокая щелочность. Так как при использовании данного раствора не исключен переход в него выбурен ной породы, то возможно сильное загустевание и даже затвердение раствора.

Следующая разновидность – калиевые растворы.

Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия. Действие ка лиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов. Калиевые растворы эффектив ны при бурении неустойчивых глинистых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, разли чающихся составом и некоторыми свойствами.

Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирующего электролита хлорид калия, а в качестве регулятора щелочности – гидроксид калия. Раствор предназначен для эффективного повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах различного состава.

Гидрофобизирующие растворы содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород – кремнийорганические соединения или соли высших жирных или нафтено вых кислот. Эти соединения адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятст вующий контактированию глин с дисперсионной средой. В состав раствора кроме ингибитора ГКЖ входят вода, глина и полимерный реагент – понизитель фильтрации, в качестве которого используют КМЦ, КССБ, ПАА и др.

Как следует из всего вышеперечисленного, все ингибированные растворы имеют щелочную среду. В свою очередь все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и чем выше коллоидность разбуриваемых Секция 12. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН пород, тем ниже термостойкость раствора. В этом состоит основной недостаток ингибированных растворов.

Также, с ростом рH возникает опасность нарушения устойчивости стенок скважины, за счет их дополнительного увлажнения, химического диспергирования глинистых пород и снижения проницаемости песчано-глинистых коллекторов в результате набухания глин. Поэтому следует особо контролировать содержание ингибиторов в растворе [2].

Одним из самых современных буровых растворов является Boremax, разработанный компаний Hallibur ton. Boremax позволяет достичь высоких показателей в части механической скорости бурения и устойчивости ствола скважины, в то же время помогая добывающим компаниям снизить уровень воздействия на окружающую среду, сокращая затраты на разбавление и утилизацию.

Основными компонентами, в системе BOREMAX, являются:

Разработанный неионогенный полимер CLAY GRABBER, выступающий в качестве флоккулянта и ингибитора глин и глинистых сланцев.

Бентопорошок, предназначенный для регулирования вязкости.

Полимер акрилового ряда POLYAC PLUS, отвечающий за регулирование водоотдачи и реологические параметры.

Каустическая сода.

Применение системы BOREMAX принесло свои плоды, достигнутые результаты ниже приведены по следующим месторождениям.

Западно-Салымское месторождение. Изначально бурение под кондуктор и эксплуатационную колон ну велось с использованием хлоркалиевых, ингибирующих растворов. Использование BOREMAX позволило снизить время строительства скважин в среднем с 16 до 12 – 13 суток, а объемы раствора – с 650 м3 до 450 — м3.

Южно-Приобское месторождение. В зависимости от отхода от вертикали средний срок строительства скважин, на данном месторождении, при использовании раствора BOREMAX составляет 16 – 19 суток при рас ходе бурового раствора 255 – 335 м3. Применение оптимизированного состава BOREMAX позволило существен но снизить скорость разбавления раствора и полностью отказаться от его сброса.

Система легко «настраивается» для решения конкретных задач и хорошо совместима с большинством продуктов, используемых в растворах на водной основе. В зависимости от конкретной ситуации в раствор могут вводиться вспомогательные добавки [3].

Однако, в период моей производственной практики я наблюдал непосредственно за действием системы BOREMAX. И при бурении скважины под эксплуатационную колонну возникла заклинка КНБК, вследствие сальникообразования. Это показывает то, что система BOREMAX недостаточно универсальна, и целью моей последующей работы будет изготовление более универсального раствора отечественной марки.

Литература Харитонов А.Б. Об итогах применения высокоэффективного бурового раствора BOREMAX в России // Бурение 1.

и Нефть (статьи о важном в ТЭКе). – 2011 - № 3 – с. 20-22.

Чубик П.С., Сулакшин С.С. «Способы удаления продуктов разрушения из скважины при бурении и их 2.

теоретические основы». Электронная версия, с 113.

Электронный ресурс, URL: http://neftandgaz.ru/, «Ингибирующие растворы».

3.

3D-МОДЕЛИРОВАНИЕ БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ КАК СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ОБРАЗОВАНИЯ СТУДЕНТОВ И СПЕЦИАЛИСТОВ В ОБЛАСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН Д.А. Буянкин, А.В. Епихин, А.В. Ковалев Научный руководитель профессор В.Д. Евсеев Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Технический прогресс и интенсивное развитие промышленности в последнее десятилетие привело к широкому применению компьютерной техники и специализированного программного обеспечения. Необходи мость в профессиональных чертежах привела к рождению и быстрому развитию трехмерного или 3D моделирования. На данный момент трудно представить какую-либо отрасль, где бы ни применялось 3D моделирование.

Широкое применение 3D-моделирования объясняется возможностями высокого детализирования и точности объектов даже самой сложной геометрии, визуализации технологических процессов работы оборудова ния. 3D-моделирование является мощным средством анализа и наглядного представления пространственных данных. На стадии проектирования 3D-моделирование позволяет определить необходимые детали, важные мо менты в конструкции будущей продукции, увидеть ее изнутри, снаружи, из любой точки пространства. 3D модели передают точный размер, цвет, фактуру и материал предметов. Подготовленная тематическая 3D-модель позволяет легко понять связи между различными объектами и увидеть тенденции в развитии различных явлений, позволяет оценить текущее состояние изучаемого объекта.

Применение 3D-моделирования не обошло и нефтегазовую промышленность, постоянно нуждающуюся в проектировании и разработке нефтегазопромыслового оборудования. Во многих ВУЗах, ведущих подготовку ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР бакалавров и магистров по специальностям топливно-энергетического комплекса, 3D-моделирование стало пре подаваться как отдельная специальная дисциплина, необходимая выпускнику высшего учебного заведения. Но это также и подчеркнуло некоторые проблемы, которые были раньше не так заметны, а сейчас стали требовать решения.

Небольшое количество или даже отсутствие демонстрационного материала в ВУЗах, по направлениям, связанным с топливно-энергетическим комплексом, приводит к плохому усвоению особенностей строения, ос новных связей и технологических процессов работы оборудования. Кроме того, изучение оборудования на про изводственных практиках малоэффективно по причине небольшого отведенного для этого времени, разной тео ретической подготовки студентов, а иногда незаинтересованности руководителей практики. В результате этого выпускаемые специалисты имеют недостаточный уровень подготовки по таким базовым дисциплинам, как «Монтаж и эксплуатация бурового оборудования» и «Технология бурения нефтяных и газовых скважин».

Как показывает практика, наглядность 3D-материала и его мобильность смогут помочь решить выше указанные проблемы и повысить эффективность обучения студентов. Кроме того, введение 3D-моделирования, как отдельного специального предмета в учебную программу, позволит увеличить уровень пространственного мышления обучаемых и улучшить понимание ими работы механизмов и оборудования. Стоит подчеркнуть, что нефтегазовая промышленность связана с использованием громоздкого многотонного оборудования. Именно в этом направлении можно подчеркнуть особые преимущества 3D-моделирования, поскольку оно позволит не только изучать наглядно крупные единицы оборудования, но и производить его визуальную сборку/разборку обучаемым, понимать суть действия механизмов и систем.

На кафедре бурения скважин Национального исследовательского Томского политехнического универ ситета авторами был представлен проект применения возможностей 3D-моделирования и информатизации про цесса обучения для повышения уровня подготовки будущих специалистов нефтегазовой отрасли.

Основными задачами проекта являются:

разработка 3D-моделей бурового и нефтегазопромыслового оборудования;

1) разработка учебных фильмов и программ, иллюстрирующих процессы добычи, различные 2) скважинные процессы, а также описывающих строение, особенности сборки, функционирования и эксплуатации бурового и нефтегазопромыслового оборудования.

Дополнительными задачами проекта, которые включают и повышения уровня информатизации учебно го процесса, являются:

разработка и изготовление масштабированных моделей бурового оборудования;

1) разработка программ проверки знаний студентов кафедры, сотрудников компаний топливно 2) энергетического комплекса при повышении квалификации;

разработка и введение в учебный план студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых 3) скважин» дисциплины «Основы 3D-моделирования в бурении скважин».

Для реализации проекта был выбран комплекс программного обеспечения, призванного помочь в соз дании 3D-моделей и обучающих фильмов. Среди них: AutoCAD, Maya, 3D Studio Max, Компас+,SolidWorks.

Для пробных построений была использована программа «КОМПАС 3D V8», в которой было создано несколько моделей бурового оборудования. Результаты построений приведены на рис. 1-3.

Рис. 1. Разрез муфтового замка стальной бурильной трубы типа ВК Секция 12. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Рис. 2. Калибратор с прямыми лопастями Рис. 3. 3D-модель УБТ типа Б На данном этапе проекта производится тестирование других типов программного обеспечения с целью выбора наиболее функционального. Авторами подчеркивается возможность использования разных типов про граммного обеспечения для выполнения различных работ: один тип программного обеспечения – для создания анимационных моделей;

второй – для визуализации процессов технологии бурения;

третий – для создания про стых моделей и т.д. Не исключается возможность разработки библиотеки бурового оборудования, выполненных с учетом ГОСТов, применительно к одной из графических программ.

ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДЛЯ СИМУЛЯТОРА СРЕДЫ ВРАЩЕНИЯ БУРОВОГО ИНСТРУМЕНТА А.С. Ведерникова Научный руководитель профессор В.Н. Сальников ООО «Бейкер Хьюз Б.В.», г. Москва, Россия Специфика современного рынка нефтегазодобывающего комплекса, природно-климатические условия и социальная инфраструктура районов добычи заставляют искать пути повышения рентабельности производства, совершенствования процесса управления и планирования. Основными способами увеличения эффективности предприятий являются оптимизация и модернизация производства, снижение производственных потерь, увели чение достоверности и скорости получения информации, необходимой для принятия управленческих решений.

Современный процесс бурения нефтяных и газовых скважин невозможно представить без использова ния телеметрии измерений в процессе бурения. В целях предотвращения временных и денежных потерь в ре ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР зультате обнаружения неисправности системы передачи и обработки данных инструмента измерений в процессе бурения, после его погружения в скважину, в сервисной компании Бэйкер Хьюз ИНТЕК был поставлен вопрос о разработке симулятора вращения системы измерений в процессе бурения OnTrak. Разработанный комплекс по зволит имитировать реальные условия вращения инструмента, условия его прерывистого вращения. Система позволяет оценить работоспособность процесса получения данных и систем их обработки до погружения инст румента в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в скважину. В настоящей статье приводится описание программного обеспечения для симулятора среды вращения бурового инструмента.

Сенсорный модуль системы измерений в процессе бурения OnTrak – это новейшая разработка в области технологий оценки пласта и измерений в процессе бурения. Данный модуль исполняет роль центрального про цессора, имеет память для хранения данных, контролирует измерения направления, измеряет температуру, за трубное и забойное давление, гамма-излучение породы, распределнное сопротивление и уровень прерывистого вращения. Система измерений в процессе бурения OnTrak функционируется как сеть узлов. В число узлов дан ной системы входят узел направления и узел измерения импульсов гамма-излучения и затрубно го/внутрискважинного давления (Гамма/Давление). Для исследования работоспособности процесса получения данных и систем их обработки, принимая во внимание узлы направления и Гамма/Давления, необходимо исполь зование симулятора среды вращения инструмента в соответствии с данными о прерывистом вращении, гамма импульсах и скорости вращения инструмента. Симулятор вращения, используемый инженерами при эксплуата ционных испытаниях, предоставляет реальные условия вращения инструмента, генерирует синусоидальные сиг налы с высоким разрешением, симулирует условия прерывистого вращения, а также импульсы гамма-излучения [4].

Как показано на рисунке, с помощью программного обеспечения (ПО) с персонального компьютера (ПК) отправляются команды симуляции генератору сигнала. В состав команд симуляции входят скорость враще ния/прерывистое вращение и команды для генерации импульсов гамма-излучения. Опираясь на требуемые зна чения скорости вращения и уровня прерывистого вращения, генератор сигналов генерирует соответствующие синусоидальные сигналы и отправляет их на магнитную рамку. Рамка в ответ генерирует необходимое магнит ное поле вокруг инструмента. Полученное магнитное поле имитирует вращение инструмента и условия его пре рывистого вращения. Как только условия вращения были достигнуты, узел направления инструмента подсчиты вает новые данные о скорости вращения инструмента и данные прерывистого вращения (используя данные, по лученные им от его магнитометров).

Синусоидальный сигнал Магнитная импульс рамка MWD инструмент Генератор узлы направления тестовых сигналов ПО ПК и Гамма/Давления Канал связи: команды и обратная реакция Рис. Структурная схема симулятора вращения Полученные результаты используются при анализе эффективности работы системы получения и обра ботки данных узла направления. С другой стороны, генератор тестовых сигналов генерирует импульсы гамма излучения, основываясь на требуемом значении угла отклонителя, полученного с персонального компьютера.

Данные импульсы симулируют гамма-излучение, генерируемое породой. Импульсы регистрируются гамма детекторами узла Гамма/Давления и используются для определения эффективности работы системы получения и обработки данных узла Гамма/Давления. После подачи команд симуляции на генератор тестового сигнала, уста навливается связь между компьютером и узлами направления и Гамма/Давления по каналу связи. Затем проис ходит прим и обработка значений скорости вращения, данных о прерывистом вращении и импульсах гамма излучения. С помощью разработанного программного обеспечения полученные данные и результаты их обра ботки отображаются на экране ПК [5, 2].

Программное обеспечение реализовано на языке программирования С++ и состоит из четырх окон конфигурации [6]. Элементы управления окнами представлены в виде кнопок, функции которых исполняются при наведении на них курсора мыши и однократном щелчке. Функция, исполняемая кнопкой, обозначается над писью, расположенной непосредственно на кнопке.

Окна конфигурации:

1. Первое окно «RPM SIM Settings» представляет собой окно задания начальных условий и предназначено для отправки команд симуляции микроконтроллеру для задания следующих данных:

Секция 12. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН скорости вращения инструмента;

уровня прерывистого вращения (уровни 0–7);

угла отклонения отклонителя (0…359°).

2. Второе окно «Directional Node (OTD)» представляет собой окно настройки узла направления и предназначено для отправки команд узлу направления для получения следующих данных:

скорости вращения;

прерывистого вращения;

положения отклонителя.

3. Третье окно «Press Gamma Node (OTPG)» представляет собой окно настройки узла Гамма/Давления и предназначено для отправки команд узлу Гамма/Давления для получения следующих данных:

положения отклонителя (предыдущее положение, положение отклонителя в зависимости от гамма-импульсов):

средней скорости вращения.

4. Четвртое окно «RPM_AZI DATA» предназначено для отображения полученных данных от узлов направления и Гамма/Давления и отображения полученной информации на экране, а именно:

данных с узлов направления и Гамма/Давления о скорости вращения;

уровня интенсивности прерывистого вращения (уровень 0-7) с узла направления;

гамма импульсов отклонителя с узла Гамма/Давления.

Разработанное программное обеспечение позволяет оценить работоспособность процесса получения данных и систем их обработки до погружения инструмента в составе КНБК в скважину, тем самым избежать денежных и временных потерь. Например, стоимость суток работы на барже для глубоководного бурения со ставляет 18750000 р или 781250 р в час. При обнаружении нарушений в процессе передачи информации инстру менту во время бурения, необходимо остановить бурение и поднять КНБК на поверхность, скорость подъма КНБК составляет 700…1000 м/ч. Таким образом, если сбой был обнаружен на глубине 2000 м, компания теряет минимум 1562500 р. Возможность проверки работоспособности системы на поверхности до начала работ позво ляет избежать данных потерь.

Разработанное программное обеспечение представляет интерес для сервисной компании Бэйкер Хьюз ИНТЕК, и уже применяется инженерами при эксплуатационных испытаниях. Планируется применение разработ ки программного обеспечения симулятора среды вращения бурового инструмента на основе электромагнитной эмиссии горных пород, возникающей при фазовых переходах в минералах в результате разрушения геологиче ской среды в забое скважины. Механизм возникновения электромагнитной эмиссии представлен в работах [1, 3].

Литература Ведерникова А.С. Модельные эпюры напряжения и электромагнитной эмиссии частиц горных пород при 1.

бурении скважин/ Сб. трудов 1-ой Всероссийской научн.-практич. конференции Западно-Сибирского общества инженеров-нефтяников. – Тюмень, 2007. – с. 108- Клюев А.С., Глазков Б.В., Дубровский А.Х., Клюев А.А. Проектирование систем автоматизации технологических 2.

процессов: справочное пособие. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 464 с.

Сальников В.Н., Ведерникова А.С. О механизмах оптимального разрушения горных пород вследствие физико 3.

химических процессов/Труды межд. форума по проблемам науки, техники и образования. – М.: Академия наук о Земле, 2006. – с. 165- Macpherson J. A Primer on MWD Telemetry. – Baker Hughes INTEQ, 2004. – 42 с.

4.

Technical Manual «Vibration Stick-Slip (VSS)»//P/N 750-500-095. – Baker Hughes INTEQ, 1999. – 57 с.

5.

Schildt H. C: The Complete Reference. Second Edition. – McGraw-Hill, 1999. – 803 с.

6.

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ТОКИ, ГЕНЕРИРУЕМЫЕ ПРИ РАЗРУШЕНИИ ГОРНЫХ ПОРОД НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ 1 2 А.К. Григоренко, А.В. Епихин, А.В. Ковалев Научные руководители профессор В.Д. Евсеев, доцент М.А. Самохвалов ООО «Буровая сервисная компания «ГРАНД», г. Томск, Россия Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Преобразование механической энергии в электрическую при разрушении минералов приводит к воз никновению в них релаксационных токов. При разрушении горных пород на забое скважины породоразрушаю щим инструментом генерируемые релаксационные токи протекают не только по промывочной жидкости и гор ной породе, но и по бурильной колонне.

Для исследования релаксационных токов, возникающих на забое скважины при разрушении горных по род, на кафедре бурения скважин ТПУ разработана лабораторная буровая установка для записи токов, проте кающих через породоразрушающий инструмент (ПРИ) [2]. Установка сделана на базе сверлильного станка и имеет все основные узлы буровой установки: вращатель ПРИ с вертлюгом, замкнутую циркуляционную систему, в установке предусмотрена возможность регулирования параметров режима бурения скважин, регистрация не только переменной, но и постоянной составляющей токов. В установке защищена от электромагнитных помех, благодаря электрической развязке привода и ПРИ и применению специальных методов помехозащиты.

ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Ранее проведенные эксперименты показали [1], что на измеряемые токи влияет много факторов: горная порода, насыщенность ее флюидом, параметры режима бурения (осевая нагрузка, частота вращения породораз рушающего инструмента, расход промывочной жидкости) и другие. Изобилие влияющих факторов приводит, с одной стороны, к сложности в обработке полученных данных, но, с другой стороны, появляется надежда в пер спективе использовать эти данные для контроля процесса бурения.

В технологии бурения одним из важнейших аспектов успешной работы является контроль и содержание в требуемых границах параметров режима бурения, которые указаны в проекте на сооружение скважины [3].

Эти параметры наблюдаются с поверхности, однако не всегда удается обеспечить полный контроль. К примеру, при сооружении скважин с горизонтальным участком ствола особенно важен контроль осевой нагрузки на доло то, который не всегда качественно обеспечивается с помощью поверхностного оборудования.

Для оценки влияния осевой нагрузки на величину электрического тока, протекающего через ПРИ, был проведен комплекс опытов. Проводилась регистрация медленно меняющейся составляющей электрического тока в диапазоне частот от 0 до 40 Гц в контуре: разбуриваемый образец – породоразрушающий инструмент – верт люг – входное электрическое сопротивление активного фильтра – зажим – разбуриваемый образец [3]. В качест ве породоразрушающего инструмента использовались: алмазная буровая головка (диаметр – 38 мм), одношаро шечное долото (диаметр – 45 мм), буровая головка с PDC резцами (диаметр – 38 мм). Опыты проводились с бе тоном, который представляет собой смесь гравия и тампонажного портландцемента и по структуре сходен с гра велитом [3].

Регистрируемый на вышеуказанном контуре сигнал поступал на усилитель, который представлял собой фильтр нижних частот с полюсом затухания на промышленной частоте в 50 Гц, а затем передавался на осцилло графическую приставку «PCLab2000», данные с которой поступали на персональный компьютер и сохранялись в виде файлов формата «*.txt».

Время на проведение эксперимента по разбуриванию одного образца было принято равным трм минутам. Параметры режима бурения устанавливались одинаковыми для всех типов образцов с целью облегче ния анализа данных. Частота вращения выставлялась путем регулирования тока обмотки возбуждения электри ческого двигателя постоянного тока в составе силового привода буровой установки и для всех экспериментов поддерживалась равной 500 об/мин. Е определение и фиксация проводились с помощью цифрового фототахо метра EM2234. Подача промывочной жидкости производилась трехпоршневым буровым насосом и была равна – 0,28 л/с. Осевая нагрузка на долото изменялась от 0 до 80 кгc, причем с каждой осевой нагрузкой проводилось по 3 цикла измерений для возможности усреднения данных и снижения уровня погрешности. По полученным дан ным были построены графики зависимости силы тока от прилагаемой осевой нагрузки, которые представлены на рис. 1-3.

Как показывают результаты предыдущих исследований [4] по регистрации импульсной составляющей электрического тока, характер изменения генерируемого излучения при увеличении осевой нагрузки на породо разрушающий инструмент схож с классической зависимостью механической скорости от приложенной осевой нагрузки, представленной на рис. 4 [5].

Анализ рисунков 1-4 позволяет сделать несколько предположений.

Во-первых, отображенные на графиках зависимости для разных породоразрушающих инструментов разняться между собой. Это отображается непосредственно в форме кривых, а также в величине генерируемого тока соответствующего одинаковым значениям осевой нагрузки. Следует заметить, что наибольшие абсолютные значения тока наблюдаются при применении алмазного породоразрушающего инструмента. Можно предполо жить, что вышеуказанные различия обусловлены принципиально разными механизмами воздействия ПРИ на породу: шарошечное долото – дробяще-скалывающее, алмазная буровая головка – истирающее, буровая головка с резцами PDC – режуще-скалывающее.

Во-вторых, кривые на рис. 1-2 отличаются от классического варианта на рис. 4 прежде всего некоторым снижением величины сигнала при увеличении осевой нагрузки. Это особенно четко наблюдается на интервалах I и III рис. 1-2. Интервал II характеризуется сильным скачком сигнала, что может быть обусловлено моментом наиболее эффективного разрушения образца. Интервал II на рис. 1-2 может быть отождествлен с интервалом B на рис. 4. Причиной искажения графиков зависимостей постоянной составляющей тока от осевой нагрузки мо жет являться сильное электрохимическое взаимодействие между породоразрушающим инструментом и разру шаемым в промывочной жидкости образцом.

В-третьих, наиболее близкой к классической (рис. 4) можно считать зависимость, представленную на рис.3. Причем можно представить, что интервалы I и II отождествляются с интервалами A и B. Учитывая нали чие электрохимического взаимодействия, предполагается, что именно особенности строения и состава резцов PDC позволяют снизить его до значения, не искажающего кривую. Причиной изменения поведения кривой на интервале III может являться то, что при высоких осевых нагрузках (более 65 кгс), в совокупности с указанными выше особенностями породоразрушающего инструмента, возникают вибрационные возвратно-поступательные движения вращателя, которые приводят к изменению механизма и эффективности разрушения.

Таким образом, пробные исследования по разрушению бетона с контролем электрического тока, проте кающего через породоразрушающий инструмент, показали, что на его величину влияет осевая нагрузка и тип инструмента. Кроме того, отличие полученных зависимостей от классической, представленной на рис. 4, может быть обусловлен сильным влиянием тока электрохимической природы, которое проявляются именно на записях постоянной составляющей тока. Поэтому с целью оценки влияния электрохимических процессов в дальнейшем предполагается провести комплекс исследований с записью импульсной составляющей тока.

Секция 12. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Рис. 1. Зависимость силы генерируемого при разру- Рис. 2. Зависимость силы генерируемого при разру шении образца тока от осевой нагрузки при исполь- шении образца тока от осевой нагрузки при исполь зовании шарошечного долота зовании алмазной буровой головки Рис. 3. Зависимость силы генерируемого при разру- Рис. 4. Зависимость механической скорости от шении образца тока от осевой нагрузки при исполь- приложенной осевой нагрузки (n и Q - const) зовании буровой головки с резцами PDC Литература Евсеев В.Д., Епихин А.В., Самохвалов М.А. Новые возможности контроля процесса бурения скважин //Бурение 1.

и нефть, 2010, – № 10. – С. 28-30.

Епихин А.В., Карнеев К.В. Экспериментальная буровая установка для изучения явлений на контакте «буровое 2.

долото – горная порода». // Сборник трудов XIII Международного научного симпозиума студентов и молодых учных им. академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр». – Томск: Изд-во ТПУ. – 2009. – с.510-512.

Григоренко А.К., Евсеев В.Д., Епихин А.В., Ковалев А.В., Самохвалов М.А. Релаксационные токи с забоя 3.

скважины и параметры режима бурения//Повышение качества строительства скважин: II Международная научно-техническая конференция - Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет, 7- декабря 2010. – Уфа: Изд. Нефтегазовое дело, 2010. – c. 92-97.

Евсеев В.Д., Самохвалов М.А., Петухов М.В. Разработка комплекса диагностики эффективности разрушения 4.

горной породы при бурении скважин//Отчет по научно-исследовательской работе. – Томск: Изд-во ТПУ. – 2006. – 50 с.

Евсеев В.Д. Физика разрушения горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин: учебное пособие / 5.

В. Д. Евсеев;

Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во ТПУ, 2004. – 151 с.

УСТРОЙСТВО ОУПК-1 ДЛЯ БУРЕНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОГО УЧАСТКА БОКОВОГО СТВОЛА Р.Р. Зарипов, Ю.Т. Морозов Научный руководитель профессор Ю.Т. Морозов Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (техниче ский университет), г. Санкт-Петербург, Россия Известные из литературных источников технологии по забуриванию интервала участка БГС участка ориентированными компоновками имеют осложнения, которые происходят из-за определенного несовершенства применяемых устройств [1, 2].

ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Нами разработана технология и устройство для искривления скважин ОУПК-1 (рисунок). Принципи альным отличием ОУПК-1 является его расположение непосредственно над забоем скважины без промежуточ ных звеньев, возможность изменения проектного угла набора кривизны перед спуском компоновки в скважину и особенно его прямолинейная форма при спуске, что предохраняет износ долота, его врезание или остановки на интервалах искривленного ствола и др. На схеме показаны два основных положения устройства: а) устройство для искривления скважины находится в процессе спуска в прямолинейном транспортном положении, б) устрой ство находится в рабочем положении со смещенной отклоняющей частью с заданным углом отклонения.

ОУПК-1 содержит корпус 1, соединенный с наружным корпусом 2 забойного двигателя. Двигатель со единяется с бурильной колонной переводником 3 через шпиндель 16. Отклоняющий элемент, установленный на нижнем конце корпуса 2 забойного двигателя, выполнен в виде верхней 4 и нижней 5 втулок, сопряженных с зазором «а» своими нижней и верхней торцевыми шлицевыми наклонными поверхностями, соответственно.

Имеющийся зазор «а» между верхней 4 и нижней 5 втулками в транспортном положении (рисунок, а) обеспечи вает прямолинейность устройства при спуске и подъеме. Возможность регулирования угла отклонения обеспе чивается с помощью установленного в зазор «а» ограничителя 17, выполненного в виде опорной полу шайбы (показано схематично). Упор 14 позволяет ограничивать движение нижней втулки 5 и обеспечивает фиксируемое положение отклоняющего элемента (детали 5, 6, 7, 8).

а) б) Рис. Устройство для искривления скважин ОУПК-1:

1 – корпус, 2 – наружный корпус, 3 – переводник, 4 – верхняя втулка, 5 – нижняя втул ка, 6 – крышка, 7 – переводник, 8 – породоразрушающий инструмент, 9 – вал шлицево го узла, 10 – корпус шлицевого узла, 11 – корпус узла шлицевого шарнира, 12 – вал узла шлицевого шарнира, 13 – упорный подшипник, 14 – упор, 15 – раскрепляющие опоры, 16 – шпиндель забойного двигателя, 17 – ограничитель, 18 – пружина.

Нижняя втулка 5 выполнена с упором 14, имеющие сменные раскрепляющие опоры 15 переменной вы соты, расположенные с противоположной стороны от упора 14. Сменные раскрепляющие опоры 15 переменной высоты обеспечивают стабилизацию плоскости проектного направления искривления скважины и удерживают Секция 12. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН низ компоновки от возможного кругового перемещения, и выполнены в виде твердосплавных остроугольных пластин.

Внутренний составной вал устройства для искривления скважины состоит из вала 9 шлицевого узла 9 10. Вал 9 соединен со шпинделем 16 забойного двигателя, между ними установлена пружина 18. Возможность возвратного перемещения в осевом направлении внутреннего составного вала обеспечивается в данном случае пружиной 18 и конструкцией шлицевого узла. Корпус 10 шлицевого узла соединен с корпусом 11 скользящего осевого подшипника, в нижней части которого размещена шаровая шлицевая головка вала смещения отклоняю щего узла (детали 5, 6, 7, 8). Нижним резьбовым соединением вал 12 соединен с переводником 7, на который навинчен породоразрушающий инструмент. Корпус 11 узла шлицевого шарнира 11 и вал 12 обеспечивают воз вратно-поступательное перемещение составного внутреннего вала в осевом направлении при отклонении.

Вал 12 узла шлицевого шарнира 11-12 установлен внутри отклоняющего элемента (внутри верхней 4 и нижней 5 втулки) и выполнен в верхней торцевой части с полусферической поверхностью в форме округлой шлицевой опорной головки, размещенной в корпусе 11 узла шлицевого шарнира 11-12. Вал 12 соединен с валом двигателя посредством узла шлицевого шарнира 11-12, шлицевого узла 9-10 и пружины 18, а с породоразру шающим инструментом 8 посредством полушарнира 6-13 и переводника 7. Нижняя часть вала 12 узла шлицевого шарнира 11-12 проходит через отверстие крышки 6, упорный подшипник 13 (через полушарнир 6-13) и ввернута через переводник 7 в породоразрушающий инструмент 8. Полушарнир 6-13 обеспечивает соединение внутренне го составного вала с породоразрушающим инструментом 8 и смещение последнего. Данная конструкция состав ного внутреннего вала обеспечивает смещение вала 12 в проектном направлении и передачу вращающего момен та от забойного двигателя на породоразрушающий инструмент 8.

Верхняя втулка 4 отклоняющего элемента закреплена на корпусе 1. Нижняя втулка 5 отклоняющего элемента 4-5 закреплена на полушарнире 6-13.

ОУПК-1 работает следующим образом. Отклонитель соединяют через переводник 3 с двигателем и за тем с бурильной колонной и опускают в скважину в прямолинейном положении на заданную глубину и ориенти руют в проектном направлении. Регулирование проектного набора кривизны обеспечивается изменением вели чины зазора «а» в результате постановки ограничителя 17 в зазор «а», а плоскость искривления отмечается рис кой на упоре 14 и закрепляется винтом. Ограничитель 17 устанавливается на упоре 14. Затем устройство для искривления скважины спускают на забой и на него передается осевая нагрузка. Вал 12 смещается вниз посред ством перемещения шлицевого узла 9-10 до смыкания верхней втулки 4 отклоняющего элемента с его нижней втулкой 5 до упора 14 на величину зазора «а» между ними, образуя между осью двигателя и осью вала узла шлицевого шарнира 12 угол (рисунок, б). Породоразрушающий инструмент 8 получает возможность бокового ориентированного перемещения, создания отклоняющего усилия и фрезерования стенки ствола в проектном направлении для обеспечения искривления скважины. При этом верхняя втулка 4 отклоняющего элемента двумя сменными раскрепляющими опорами 15 переменной высоты врезается в стенку скважины, удерживая корпус и корпус 2 забойного двигателя от проворота в стволе скважины вращающим моментом на породоразрушающем инструменте 8. Перемещение породоразрушающего инструмента 8 происходит совместно с переводником 7, упорным подшипником 13, крышкой 6 и валом 12 узла шлицевого шарнира в полусферической торцевой по верхности (округлой шлицевой опорной головки). Вращение на породоразрушающий инструмент 8 передается через шпиндель 16 забойного двигателя, корпус 10 шлицевого узла 9-10 и корпус 11 узла шлицевого шарнира 11-12 на вал 12. После завершения цикла искривления при подъеме бурильной колонны вал 12 перемещаются вверх в шлицевом узле 9-10 и принимает прямолинейное положение, раскрепление отклоняющего элемента 4- прекращается и прямолинейная компоновка извлекается из скважины.


ОУПК-1 обеспечивает плавный и регулируемый набор кривизны в проектном диапазоне, стабильную интенсивность искривления, а также точность проведения ствола согласно рассчитанному оптимальному профи лю скважины на заданном интервале ствола при сохранении преимущества прямолинейности компоновки при ее спуске и подъеме.

Литература Абдулмазитов Р.Г. Методическое руководство по геолого-технологическому обоснованию бурения 1.

горизонтальных, многозабойных скважин и боковых горизонтальных стволов / Р.Г. Абдулмазитов, Р.Т., Фазлыев, Р.Г. Рамазанов, Л.М. Миронова. – Бугульма: «ТатНИПИнефть», 2005. – С. 6-15.

РД 153-39.0-343-04. Регламент на строительство боковых стволов. – Бугульма: ТатНИПИнефть, 2003. – С. 5 2.

31.

ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР ПОЛУЧЕНИЕ ОБЛЕГЧЕННОГО ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА НА ОСНОВЕ МАГНЕЗИАЛЬНОГО ВЯЖУЩЕГО ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН, ПЕРЕКРЫВАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД А.М. Пастухов Научный руководитель профессор Г.М. Толкачев Пермский государственный технический университет, г. Пермь, Россия При строительстве скважин в условиях Крайнего Севера одной из нерешенных проблем остается про блема обеспечения качества цементирования обсадных колон в интервалах многолетнемерзлых пород (ММП).

Одной из причин низкого качества крепления в зонах ММП является то, что эти интервалы характери зуются низкими значениями давления поглощения. В процессе цементирования происходит поглощение тампо нажного раствора и недоподъем его за обсадными колоннами до устья.

Для обеспечения высокого качества цементирования обсадных колонн в ММП необходимо использо вать облегченный тампонажный раствор, который должен отвечать следующим требованиям:

обладать технологическими свойствами (значения показателей реологических свойств, сроки загустева ния и схватывания), позволяющими приготовить его, закачать и разместить в заколонном пространстве в термо барических условиях разреза, включающего ММП;

быть незамерзающим при температуре до минус 3…5 0С.

Сформированный при этом в затрубном пространстве цементный камень должен обладать следующими свойствами:

высокой механической прочностью на сжатие, растяжение и изгиб, повышенными значениями модуля упругости;

коррозионной устойчивостью по отношению к пластовым флюидам в цементируемом интервале;

низкими значениями коэффициента теплопроводности;

формировать плотный контакт с обсадными трубами и породами стенок скважин, в том числе в интер вале ММП;

обеспечивать долговременное разобщением ММП от над- и подмерзлотного комплексов горных пород разреза;

непроницаемостью для флюидов разреза;

отсутствием корродирующего воздействия на обсадные трубы.

Проведенными в лаборатории «Технологические жидкости для бурения и крепления скважин» Перм ского государственного технического университета исследованиями установлено, что в наибольшей степени этим требованиям удовлетворяет тампонажный материал на основе магнезиального вяжущего [3]. Для оптимиза ции состава облегченного магнезиального тампонажного материала (МТМ-ММП) были проведены лабораторные исследования с использованием различных облегчающих добавок: микросферы (АСМС), микрокремнезем (МК-85), перлит (ПВ-М), вермикулит (ВВФ-05).

Результаты лабораторных исследований свойств облегченного раствора-камня МТМ-ММП приведены в табл. 1.

Таблица Свойства облегченного раствора-камня МТМ-ММП и Растекаемость, раствора, кг/м Сроки схватывания, Тампонажный Облегчающая Температура хранения, 0С Прочность ЦК при изгибе Плотность ч-мин материал добавка испытания см Число су начало конец ток тверде- МПа ния -3 1475 21 27-00 35-20 3 2, МТМ-ММП АСМС 20 1475 21 4-50 5-25 2 6, -3 1642 18,5 27-10 35-40 3 2, МТМ-ММП МК- 20 1642 18,5 5-00 5-35 2 3, -3 1454 17 26-20 34-10 3 1, МТМ-ММП ПВ-М 20 1454 17 3-45 4-20 2 3, -3 1618 21 26-00 35-50 3 2, МТМ-ММП ВВФ- 20 1618 21 3-45 4-20 2 4, Для оценки качества полученного тампонажного материала были рассмотрены известные облегченные тампонажные материалы на основе портландцемента (ПЦТМ) предназначенные для цементирования обсадных колонн, перекрывающих отложения ММП. Свойства раствора-камня облегченных тампонажных материалов на основе портландцемента приведены в таблице 2.

Секция 12. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Таблица Свойства облегченного раствора-камня ПЦТМ Сроки схватывания, ный материал хранения, 0С Температура испытания и Прочность ЦК при изгибе Тампонаж Плотность мость, см Растекае раствора, ч-мин кг/м через суток начало конец МПа твердения -2 1500 21 6-30 7-20 7 2, ПЦТМ-I[2] 20 1500 21 3-50 4-40 2 2, -2 1500 21 6-30 7-20 7 2, ПЦТМ-II[1] 20 1500 21 3-35 4-40 2 2, 5 1500 21 9-20 18-00 2 1, ПЦТМ-III* 20 1500 21 6-55 9-45 2 3, * - тампонажный состав ООО «ТюменНИИгипрогаз».

Анализ данных, приведенных в таблицах 1 и 2, свидетельствует, что получение облегченного тампо нажного материала на основе магнезиального вяжущего возможно. Стоит так же отметить, что цементный ка мень облегченного магнезиального тампонажного материала отличается высокими прочностными характеристи ками. Значение прочности на изгиб цементного камня МТМ-ММП, сформированного в течение трех суток при отрицательной температуре (Т = -3 0С) составляет 2,9 МПа. Цементный камень на основе портландцемента, формирующегося при Т = -2 0С, достигает такой же прочности только через 7 суток хранения. Наиболее эффек тивной облегчающей добавкой в составе МТМ-ММП является АСМС.

Литература Кузнецов В.Г. Техника и технология повышения долговечности крепи скважины в криолитозоне (проблемы и 1.

решения): автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. – Тюмень, г. – 50 с.

Пат. 2204690 РФ, МПК 7 Е21В33/138 Облегченный тампонажный раствор. Заявлено. 29.12. 2.

2000133202/03;

Опубл. 10.12. Пастухов А.М. // К вопросу о возможности использования тампонажного материала на основе магнезиального 3.

вяжущего для цементирования обсадных колон, перекрывающих зоны многолетнемерзлых пород:

Нефтегазовое и горное дело, тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции. – Пермь, 2010. – с. 65-66.

ИЗУЧЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИИ НИЖНЕПЕРМСКИХ ФЛЮИДОВ В СВЯЗИ С НЕГАТИВНЫМ ВЛИЯНИЕМ НА КОНСТРУКЦИЮ СКВАЖИН Р.Р. Сурмашев Научный руководитель профессор Б. В. Успенский Казанский государственный университет им. В.И. Ульянова-Ленина, г. Казань, Россия Сегодня на Ромашкинском месторождении есть серьезная проблема – резко увеличилось число сква жин, выходящих из эксплуатации по техническим причинам. Основной причиной этого является нарушение гер метичности цементного камня и, как следствие, коррозия эксплуатационных колонн, вплоть до появления сквоз ных отверстий. За состоянием герметичности следят промысловики, с помощью методов термометрии и гамма каротажа. Такие исследования эксплуатационных колонн обеспечивают сокращение непроизводительной закач ки и предотвращают отрицательные техногенные нагрузки на окружающую среду. Аномалии могут говорить о наличии нарушения в соседней скважине.

При существующем техническом состоянии большей части скважин (недоподъм цементного раствора за обсадной колонной до устья) и условиях эксплуатации (отсутствие надежных пакеров и активных методов защиты колонн, применение интенсивных систем разработки, длительная работа в агрессивной среде) практиче ски невозможно обеспечить проектный срок службы скважин в течение всего периода разработки месторожде ния. Это усугубилось тем, что на начальном этапе разбуривания месторождения не уделялось достаточного вни мания вопросам конструкции скважин и подъма цементного раствора до башмака кондуктора. В то время при менялась, в основном, упрощенная конструкция скважин: кондуктор спускался до кровли артинского горизонта без подъема цемента до устья, эксплуатационная колонна цементировалась только исходя из условий перекрытия продуктивных горизонтов.

Причиной высокой скорости коррозийного разрушения обсадных колонн является агрессивность пла стовых вод разреза. Средняя скорость наружной коррозии металла колонны находится в пределах 0,8-1,2 мм/год.

Она происходит в случае отсутствия цементного камня за колонной, а в объединении «Татнефть» в половине пробуренных скважин цементный раствор за колонной не поднят до глубины и 800 м от устья.

Наибольшую нагрузку испытывают нагнетательные скважины, испытывающие двустороннюю нагруз ку. Внутренняя коррозия в движущемся потоке пресных вод составляет 0,1-0,3 мм/год, а скорость коррозии в ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР сточных водах в зависимости от скорости потока увеличивается до 0,5-1,5 мм/год. Общая величина наружной и внутренней коррозии в нагнетательных скважинах составляет 0,9-1,5 мм/год – при закачке пресных и 1,3-2, мм/год – при закачке сточных вод. Положение усугубляется ещ тем, что в настоящее время под закачку воды осваиваются добывающие скважины, проработавшие несколько лет и по своей конструкции не приспособленные для закачки воды. Надо учитывать и недобросовестность буровиков – при КРС часто всплывает несоответствие конструкций скважин с технологическими решениями по интенсификации разработки, отсутствие или недоподъ м цемента за колоннами.


Одним из методов определения целостности эксплуатационной колонны является исследование на гер метичность методом термометрии и гамма-каротажа. Эти исследования являются плановыми и проводятся на скважинах, являющихся подозрительными.

Основной целью всей проведенной работы было построение карты распространения термических ано малий. Она позволит заблаговременно заложить соответствующую конструкцию новой скважины, в том случае если она попадает в зону, где имеются температурные аномалии в нижнепермских отложениях, либо предложить ремонтные работы по подъму уровня цемента до устья скважины. Для этого была выбрана территория изучения на границе Альметьевской и Северо-Альметьевской площадей, и просмотрены каротажные пакеты скважин, ко торые заложены на данной территории. Далее отобраны нагнетательные скважины, на которых были проведены исследования на герметичность эксплуатационной колонны и выявлены какие-либо термические аномалии в интервале 100-300 м.

По полученным данным и с помощью карты расположения устий скважин построена карта распростра нения аномалий.

Судя по карте (рисунок), аномальная зона фильтрации флюидов находится на водоразделе рек, точно в центральной зоне. По тому же принципу можно предположить расположение других зон фильтрации воды в нижнепермских отложениях. Для определения достоверности такого предположения необходимо изучить сква жины, которые попали в возможно аномальные зоны. И если это допущение окажется верным, появится возмож ность заранее предлагать новую конструкцию скважинам, попадающим в эти зоны фильтрации. А по старому фонду можно предложить определнные мероприятия до аварии на скважинах, т.е. появляется возможность сэ кономить.

Предложения по решению проблемы Однако встат вопрос о целесообразности ремонтных работ. Ремонтные работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн очень трудомки, малоэффективны и требуют значительных матери альных затрат.

Рис. Схема распространения температурных аномалий Средние расчетные сроки «безаварийной» эксплуатации обсадных колонн составляют 30-35 лет, в зави симости от категории и флюида, поэтому необходимы технико-экономические расчеты. Надо учитывать, что, во первых, отремонтированная скважина не восстанавливает первоначальное техническое состояние, во-вторых, часть скважин по техническим причинам вообще невозможно отремонтировать.

По самым пессимистичным взглядам эксплуатировать Ромашкинское месторождение мы будем ещ около 30 лет. Таким образом, общий срок эксплуатации некоторых скважин подбертся вплотную к 100 годам.

То есть на жизнь одной скважины придтся по несколько ремонтов. Соответственно на определенном этапе при дется решать, что лучше – бурить новую скважину или ремонтировать старую.

Если будет выбрано бурение новых скважин в зоне фильтрации, то как вариант новой конструкции можно предложить полную цементацию и кондуктора и обсадной колонны вплоть до устья. Сэкономить можно, Секция 12. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН если применить ступенчатое цементирование – цемент с самыми лучшими свойствами, соответственно самый дорогой, закачивать напротив нижнепермских отложений.

Другой вариант: использование дополнительной изолирующей колонны с цементацией на интервале фильтрации.

В случае выбора ремонта скважин самым действенным и единственным методом будет являться подъм уровня цемента над обсадной колонной до устья, либо подъем на высоту достаточную для перекрытия зоны фильтрования.

К другим мероприятиям по увеличению срока службы пробуренных скважин относятся:

- внедрение катодной защиты для предупреждения наружной коррозии обсадных колонн;

- внедрение мероприятий, исключающих внутреннюю коррозию обсадных колонн;

- проведение лабораторного анализа цементного камня и его свойств.

Заключение Проведя вышеуказанный анализ можно прийти к выводу, что основным направлением деятельности НГДУ должно быть сохранение и улучшение состояния скважин, находящихся в активном фонде. Это тем акту альнее, чем больше возрастает процент скважин, ожидающих ремонта по причине нарушения герметичности.

Однако, необходимо провести более крупномасштабные исследования. Эти работы не должны ограни чиваться энтузиазмом геологов одного управления, а стать общей идеей для всего ОАО «Татнефть». Следует провести ряд исследований на территории всех площадей Ромашкинского месторождения, с целью определения закономерностей в распределении аномалий по территории юго-востока Республики Татарстан, надо обратиться к работам геологов других регионов и других стран, воспользоваться новыми технологиями геофизических ис следований и буровых работ.

ПРОБЛЕМЫ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ А.В. Пахарев Научный руководитель профессор П.С. Чубик Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Разведочные и эксплуатационные нефтегазовые скважины имеют примерно одинаковую конструкцию.

После спуска обсадных труб и заполнения затрубного и межтрубного пространства тампонажным раствором и его твердения образуется система «обсадная труба – цементное кольцо – горная порода» [1-8]. На качество креп ления скважин существенно влияют следующие факторы: наличие зон АНПД, в том числе зон поглощения буро вого и тампонажного растворов, различие температуры по стволу скважины, значение горного и гидростатиче ского давления, способ цементирования, состав и свойства горных пород, слагающих околоствольное простран ство скважины [6]. Во многом хорошее качество крепления обеспечивает наджность и экологическую безопас ность нефтегазовых скважин.

Одной из основных причин разного рода осложнений и брака при строительстве скважин, а также при дальнейшей эксплуатации является некачественное цементирование затрубного и межтрубного пространства, негерметичные резьбовые соединения в колонне. На этапах строительства и эксплуатации скважины, начиная с цементирования затрубного пространства, в цементном камне могут возникать капилляры, трещины и другие дефекты. Это снижает сопротивляемость конструкции скважины действию внешних нагрузок, приводит к авари ям и ремонтно-восстановительным работам [1, 6, 8]. Следовательно, цементирование является одной из решаю щих операций при заканчивании скважин [2, 5].

Глубина по вертикали нефтяных и газовых скважин в Томской области составляет в основном от 2300 до 2800 метров. Чаще всего при цементировании используют тампонажный раствор со средней плотностью 1,4...1, г/см3, а в призабойной зоне – 1,82...1,92 г/см3. После ожидания затвердевания цементного раствора (ОЗЦ) формиру ется цементное кольцо [2-7]. Набор прочности тампонажного камня продолжается долгие годы и даже десятилетия [5, 6, 7].

Известно, что проникновение пластовых вод в продуктивный горизонт может осуществляться:

- по контакту цементный камень стенка ствола скважины из-за некачественного удаления глинистой корки;

- по связанным между собой капиллярам и трещинам в цементном камне;

- по контакту цементного кольца с обсадной трубой при наличии оставшегося бурового раствора [2, 3];

- из-за расслоения тампонажного раствора (камня) и образования протяжнных водных полостей в затруб ном и межтрубном пространстве [4-7].

Большое значение имеет состояние стенок скважины. Требуется наджное разобщение пластов, что мож но достичь за счт:

- образования в стволе сплошного тампонажного кольца достаточной толщины и с требуемыми свой ствами;

- удержания обсадной колонны от всевозможных перемещений: проседания под действием собственной массы, температурных деформаций и от перепадов давления в колонне, ударных нагрузок и т.д.;

- антикоррозионной защиты обсадной трубы;

- обеспечения устойчивости и герметичности скважины;

- получения прочного сцепления цементного камня с обсадной трубой и стенками скважины.

Для выполнения этого необходимо полное заполнение заколонного, межколонного пространства скважи ны тампонажным раствором требуемой средней плотности и однородности, обладающего достаточной прочно ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР стью сцепления цементного камня с обсадной трубой и горными породами с обеспечением целостности пластов [1, 5]. Этого можно достичь только при использовании облегчнных тампонажных растворов, прямым способом цемен тирования за одну операцию (в одну ступень). При применении облегчнного тампонажного раствора требуемой средней плотности для зон АНПД исключается возможность гидроразрыва пластов и поглощений.

В работах [5, 6, 7] сформулированы теоретические положения создания облегченных тампонажных ма териалов с требуемыми структурой и свойствами. Надежные крепление и эксплуатация нефтегазовых скважин можно обеспечить за счт введения в состав тампонажного раствора полых стеклянных микросфер – ПСМС. Они обладают большой удельной прочностью и поверхностной активностью. Раствор с ними обладает стабильно стью, однородностью при постоянной средней плотности во время цементирования по всей глубине скважины.

Установлено, что предложенный тампонажный материал обладает повышенной прочностью камня и прочностью сцепления с обсадной трубой и породами при средней плотности вплоть до 1 г/см3. Полые стеклянные микросфе ры являются облегчающим наполнителем, позволяют снизить и стабилизировать при прокачивании среднюю плотность тампонажного раствора при сохранении требуемой растекаемости и прочности при изгибе. Сравнение однородности, устойчивости тампонажных растворов с различными облегчающими наполнителями в процессе прокачивания, а также определение прочностных показателей цементного камня, проводились в работах [5...7, 13]. Было выяснено, что самым эффективным наполнителем является ПСМС.

Полые стеклянные микросферы обладают высокой удельной прочностью – более 150 МПа при насып ной плотности 0,1.

.0,15 г/см3. Это значительно превышает аналогичные показатели других облегчающих напол нителей. Например вспученный перлитовый песок (ВПП) имеет удельную прочность 53,3 МПа при насыпной плотности 0,15 г/см3 и прочности при объемном сжатии – 8 МПа. Кроме этого, у тампонажного раствора с ПСМС В/Ц в 2 и более раз меньше, чем у растворов с перечисленными наполнителями при средней плотности 1,32 г/см3. ПСМС серийно выпускаются в России, США, Европе, Японии, имеют среднюю плотность 0,2…0, г/см3, прочность при объемном сжатии до 20 МПа [5, 6, 7]. Их применение позволяет получить материал плотной структуры, обладающий низкой средней плотностью, высокой однородностью. Это обеспечивается за счт ста бильности компонентов состава. Микросферы можно использовать при цементировании скважин глубиной до 4200 м [5, 6, 7, 12, 13].

Анализ месторождений Томской области позволяет сделать вывод, что основные проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин являются общими и для разведочного и для эксплуатацион ного бурения [1]. Установлено, что одной из основных причин низкой эффективности разобщения пластов при креплении скважин в Томской области является применение тампонажных растворов, в которых для снижения их средней плотности увеличивают В/Ц по сравнению с обычными растворами. У обычных растворов средняя плотность равна 1,8...1,85 г/см3 при В/Ц = 0,5. Лишняя вода вызывает расслоение цементного раствора, появле ние водных полостей и снижает прочность сцепления с обсадной трубой и горными породами, прочность камня и качество цементирования [1, 9, 10, 11].

Анализ геологических условий на месторождениях Томской области говорит о том, что одним из спо собов обеспечения наджной работы скважин является использование облегчнных тампонажных растворов [1, - 11]. Решением этой проблемы может стать применение облегчнных тампонажных растворов с полыми стек лянными микросферами. Такие растворы хорошо зарекомендовали себя и применяются на месторождениях Се вера Тюменской области, Нижней Волги и шельфа Каспийского моря. Такими растворами зацементировано бо лее 100 нефтяных и газовых скважин.

Данная проблема актуальна и требует дальнейшей проработки. Целью такой работы может стать разра ботка универсального облегчнного тампонажного раствора с полыми стеклянными микросферами, обеспечи вающего герметичность скважины, обладающего средней плотностью 1,3...1,7 г/см3, однородностью и стабиль ностью при закачивании (независимо от глубины скважины), достаточной прочностью при изгибе, прочностью сцепления с обсадной трубой и горными породами. Для достижения этой цели необходимо обобщить научно технические предпосылки создания таких растворов, условия на месторождениях Томской области, провести исследования реологических свойств во времени, физико-механических свойств, в том числе средней плотности при различных давлениях, прочности сцепления с обсадной трубой и наиболее часто встречающимися горными породами, изучить структуру тампонажного камня. На основании полученных результатов исследования должен быть разработан технологический регламент и проведены опытные работы непосредственно на скважинах по креплению обсадных колонн.

Литература Панычев С.И., Чубик П.С, Лукьянов В.Г. Основные направления повышения эффективности разобщения 1.

пластов //Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин: сб. докл. Междунар. науч.-техн. конф.

/ ТПУ. – Томск, 2004. – С. 128-131.

Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Басарыгин Ю.М. Теория и практика заканчивания скважин. В 5 т.

2.

– Т. 4 /М.: «Недра», 1998. – 496 с.

Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта 3.

скважин при их строительстве и эксплуатации. В 6 т. – Т. 1. – М.: «Недра», 2000.

Орешкин Д.В., Беляев К.В. Материаловедческие аспекты геоэкологической безопасности при цементировании 4.

скважин //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010, № 12. – С. 32-35.

Орешкин Д.В., Фролов А.А., Ипполитов В.В. Проблемы теплоизоляционных тампонажных материалов для 5.

условий многолетних мерзлых пород. – М.: Недра. – 2004. – 232 с.

Секция 12. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Орешкин Д.В., Белоусов Г.А., Фролов А.А., Янкевич В.Ф. Облегченные и 6.

сверхлегкие тампонажные растворы. – М.: Недра. – 1999. – 180 с.

Первушин Г.Н., Орешкин Д.В. Проблемы трещиностойкости облегченных цементных материалов. – Ижевск:

7.

ИжГТУ, 2003. – 212 с.

Поляков В.Н., Вяхирев В.И., Ипполитов В.В. Системные решения технологических проблем строительства 8.

скважин. - М.: «Недра», 2003. – 240 с.

Панычев СИ., Каширин Ю Н., Григоренко А.К. Проблемы качества крепления газовых скважин на примере 9.

месторождений Томской области / Сб. докл. Междунар. науч.-техн. конф. «Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин». – Томск: ТПУ – 2004. – С. 131-133.

Панычев С.И., Чубик П.С., Лукьянов В.Г. Основные направления повышения эффективности разобщения 10.

пластов / Сб. докл. Междунар. науч.-техн. конф. «Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин». – Томск: ТПУ. – 2004. – С. 128-131.

Панычев С.И., Чубик П.С. Актуальность проблемы качества крепления скважин и разобщения пластов при 11.

разработке нефтяных и газовых месторождений Томской области /Сб. науч.-практ. конф. «Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса и производительных сил Томской области». – Новосибирск: СНИИГГиМС. – 2004. – С. 235-236.

Орешкин Д.В., Беляев К.В., Семнов В.С. Общая схема получения облегчнных и сверхлгких цементных 12.

растворов //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010, № 11. – С. 32-33.

Орешкин Д.В., Беляев К.В., Семнов В.С. Полые стеклянные микросферы и прочность цементного камня 13.

//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010, № 11. – С. 45-47.

С е к ц и я ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ РОЛЬ ВЫПУСКНИКОВ КАФЕДРЫ БУРЕНИИЯ СКВАЖИН В РАЗВИТИИ МИНЕРАЛЬНО СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА С.Я. Рябчиков, профессор Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Институт природных ресурсов (ИПР) значительное количество своих выпускников по всем специально стям направляет на работу в различные организации Сибири и Дальнего Востока. Одним из лидеров в этом на правлении является кафедра «Бурение скважин» (БС). Она готовит инженеров, бакалавров и магистров по двум специальностям: 130203 – «Технология и техника разведки месторождений полезных ископаемых» (ТТРМПИ) и 130504 – «Бурение нефтяных и газовых скважин» (БНГС). По специальности 130203 за 56 лет коллектив кафед ры ТТРМПИ, а затем БС, подготовил 2133 инженера, из которых 250 трудятся сейчас на предприятиях Томской области. В отдельные годы на предприятия нефтегазового комплекса Томской области направлялось до 24 выпу скников по этой специальности.

По специальности БНГС (первый выпуск состоялся в 1987 г.) к настоящему времени выпущено более 800 специалистов.

Если кафедра ТТРМПИ готовила инженерные кадры для всей Сибири, Казахстана, Дальнего Востока и других регионов, то буровики-нефтяники выпускались, главным образом, для работы в нефтегазовом комплексе Томской области.

На кафедре бурения скважин на протяжении всех лет работал высококвалифицированный коллектив преподавателей: доктора технических наук С.С. Сулакшин, В.В. Кривошеев, П.С. Чубик, С.Я. Рябчиков, В.Д.

Евсеев, Н.Г. Квеско, кандидаты технических наук Ю.Л. Боярко, В.Г. Храменков, Б.И. Спиридонов, Л.Л. Игна тенко, В.И. Брылин, Рожков В.П., Л.С. Редутинский, А.П. Проскурин, В.И. Рязанов, К.И. Борисов, И.А. и др.

К настоящему времени на кафедре бурения скважин подготовлено 6 докторов технических наук: (С.С.

Сулакшин, В.В. Кривошеев, В.Д. Евсеев, П.С. Чубик, С.Я. Рябчиков, Н.Г. Квеско), 46 кандидатов технических наук, 21 из которых трудятся в учреждениях и на предприятиях Томской области. Многие из них работали и работают в сфере образования и науки в Томской области и РФ, занимая руководящие должности и оказывая серьезное влияние на формирование стратегии высшего геологического образования в России: Ю.Л. Боярко – проректор ТПИ по вечернему и заочному обучению (1972–1982 гг.), основатель и первый заведующий кафедрой БНГС (1984–1994 гг.);

П.С. Чубик – заведующий кафедрой БНГС (1994–1997 гг.), декан факультета геологораз ведки и нефтегазодобычи ТПУ (1999–2001 гг.), проректор ТПУ (с 2001 г. по 2005 г.), заместитель Губернатора Томской области, ректор ТПУ с 2008 г.;

С.Я. Рябчиков – заведующий кафедрой ТРМПИ (1986–1992 гг.);

В.В.

Кривошеев – заведующий кафедрой ТРМПИ (1992–2003 гг.), директор ИГНД ТПУ (2001–2003 гг.);

Б.И. Спири донов – декан геологоразведочного факультета ТПИ (18 лет), К.И. Борисов – декан нефтегазопромыслового фа культета ТПИ (1987–1993 гг.);

Е.Б. Годунов – декан нефтегазового факультета (2001–2003 гг.);

В.П. Рожков – заведующий кафедрой ТТРМПИ Сибирского федерального университета;

Г.В. Лене – директор учебно курсового комбината ОАО «Томскнефть» ВНКи др.

Основными работодателями для выпускников многих кафедр ИПР являются геологические и нефте газопромысловые организации Сибири и Дальнего Востока. Производственные практики многие студенты про ходят в этих же предприятиях.

Выпускники кафедры БС в настоящее время занимают высокие должности в руководстве многих орга низаций. Например, А.В.Горбачев – управляющий ЗАО «НПБС», М.П. Пьявко – технический директор ЗАО «НПБС», А.Г. Максимов – заместитель директора по работе с персоналом СФ ЗАО «ССК», С.Е. Воронцов – тех нический директор КФ ЗАО «ССК», К.А.Александров – исполнительный директор ЗАО «Нижневартовскбур нефть», Ю.М Блещавенко – управляющий Томского отделения треста «Востокбурвод», К.А. Костарев – началь ник Томской ГРЭ, директор Томского филиала ООО «АВЕРС-1»;



Pages:     | 1 |   ...   | 11 | 12 || 14 | 15 |   ...   | 43 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.