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 || 3 |

«ISSN 20742339 42010 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» ТЕМА НОМЕРА: ...»

-- [ Страница 2 ] --

обеспечивающим приток флюида в скважины закономерности распределения, возможности баженовской свиты, является фильтрация нефти современных дистанционных методов и техноло через систему естественных протяженных трещин гий регионального прогноза;

пласта. Однако естественная трещиноватость раз- – механико-прочностная модель: методика опре вита слабо, а проницаемость матрицы находится в деления параметров и технология моделирования;

пределах 0,00110-3 мкм2. Возможно, именно этим – выбор оптимальных технологий разработки:

объясняется отсутствие притока в скважинах с ГРП, химические, тепловые и другие методы, а явно нефтенасыщенным керном. также пиролиз.

В связи с отмеченным основной технологиче ской задачей разработки БС является создание вторичной проницаемости нефтенасыщенной матрицы за счет плотной системы наведенных трещин. Это обеспечивает технология бурения горизонтальных скважин с множественными ГРП.

Подобная технология успешно и широко исполь Список литературы зуется в США для добычи сланцевого газа из пла стов – аналогов БС. В России данная технология не 1. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совеща применялась. При этом основной задачей ГРП ния по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфиче ских схем мезозойских отложений Западной Сибири. – Баженов является обеспечение интенсивного растрескива ский горизонт Западной Сибири. – Новосибирск, 2003 г.

ния пласта, создание вторичной проницаемости в 2. Брадучан Ю.В., Гурари Ф.Г, Захаров В.А. Баженовский гори зоне дренирования скважины.

зонт западной Сибири. Новосибирск. – М.: Наука, 1986. – 216 с.

Для успешного применения данной технологии и 3. О генезисе карбонатов в составе баженовской свиты цент определения оптимальных дизайнов ГРП необхо- ральных и юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты/ димо точное определение геомеханических Е.А. Предтеченская, Л.А. Кроль, Ф.Г. Гурари [и др.]// Литосфе свойств пласта на основе создания корректных ра. – 2006. – №4. – С. 131-148.

геомеханических моделей. 4. Захаров В.А. Условия формирования волжско-берриасской высокоуглеродистой баженовской свиты Западной Сибири по данным палеоэкологии. В сб. Эволюция биосферы и биоразно Заключение образия. – М.: Товарищество научных изданий КМК, 2006. – Несмотря на кажущуюся изученность, баженов С. 552-568.

ская свита остается непознанным объектом как 5. Зaхapoв B.A., 3aнин Ю.H., 3aмиpaйлoвa A.Г. Первая находка для геологов, так и для разработчиков. Современ- следов жизнедятельности в высокоуглеродистых черных слан ные характеристики отложений определяются цах баженовской свиты Западной Сибири//Геология и геофизи совокупным действием множества факторов, ка. – 1998. – Т. 39. – №3. – С. 402-405.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН М.А. Ларин, И.В. Бочкарев, УДК 622.24. Анализ эксплуатации, преимуществ и выбор оптимальной модели силового верхнего привода для бурения скважин глубиной до 4000 м на месторождениях Западной Сибири М.А. Ларин, И.В. Бочкарев (Нефтеюганский филиал ООО «РНБурение») Ключевые слова: верхний привод, бурение с помощью системы верхнего привода.

Адреса для связи: RNBurenie@incosys.ru Введение – промывка скважины и проворачивание буриль Бурение с применением силового верхнего привода ной колонны при спускоподъемных операциях;

(СВП) в последнее время становится наиболее рас- – расхаживание бурильных колонн и промывка пространенным способом строительства нефтяных и скважины при ликвидации аварий и осложнений.

газовых скважин. Этой системой оборудуются как В Нефтеюганском филиале ООО «РН-Бурение» в зарубежные, так и отечественные буровые установки. настоящее время используются системы СВП Varco Использование СВП особенно эффективно при TDS-9SА (National Oilwell Varco) и ПВЭГ- бурении глубоких наклонно направленных и гори- (ЗАО «ПромТехИнвест»).

зонтальных скважин. В настоящее время СВП являются неотъемлемой частью буровой установки Преимущества СВП для глубокого бурения скважин со сложным профи- 1. Экономия времени на наращивание труб при лем. Конкурирующие производители, такие как бурении.

National Oilwell Varco, Canrig Drilling Technology, 2. Уменьшение вероятности прихватов бурильного Tesco, Lewco, Aker Kvaerner, Drillmec, постоянно пред- инструмента.

лагают новые модели с усовершенствованными 3. Расширение (проработка) ствола скважины при характеристиками, что ставит перед буровой компа- спуске и подъеме инструмента.

нией сложную задачу выбора лучшей системы СВП. 4. Повышение точности проводки скважин при Первый верхний привод был пущен в эксплуата- наклонно направленном бурении. При использова цию 1 апреля 1982 г. на буровой установке Sedco 201 нии отклонителя с гидравлическим забойным дви в Арабском заливе. К 1996 г. способ бурения с при- гателем для измерения угла скважины свечу можно менением верхнего привода стал основным для удерживать в заданном положении по всей ее длине, бурения морских скважин. В настоящее время что обеспечивает лучшую ориентацию колонны.

значительная часть скважин на суше бурится с при- 5. Повышение безопасности работы буровой брига менением СВП. Активно развивается проектирова- ды за счет механизации технологических операций.

ние отечественных СВП. 6. Снижение вероятности выброса флюида из сква СВП обеспечивает выполнение следующих техно- жины через бурильную колонну. Наличие механизи логических операций: рованного сдвоенного шарового крана-превентора – вращение бурильной колонны при бурении, про- позволяет быстро перекрыть внутреннее отверстие в работке и расширении ствола скважины;

колонне и предотвратить разлив бурового раствора – свинчивание, докрепление бурильных труб;

при отсоединении ствола силового вертлюга от – спускоподъемные операции с бурильными тру- свечи. Операция выполняется бурильщиком без уча бами, в том числе наращивание бурильной колонны стия остальных членов буровой бригады.

свечами и одиночными трубами;

7. Облегчение спуска обсадных труб в зонах – проворачивание бурильной колонны при буре- осложнений за счет вращения. Спуск обсадной нии забойными двигателями;

колонны можно вести с вращением и промывкой 26 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН обсадных труб при добавлении специального пере- СВП ПВЭГ- водника для труб. Преимущества:

8. Повышение качества отбираемого керна. Бурение – низкая стоимость;

на всю длину свечи без наращивания однотрубками – наличие сервисной базы.

улучшает качество керна, снижает число рейсов. Недостатки:

9. Обеспечение точного крутящего момента при – низкая надежность узлов и агрегатов, небольшой свинчивании и докреплении резьб. Использование межремонтный период;

электродвигателя постоянного или переменного с – простои буровых бригад из-за ненадежной кон изменяющейся частотой тока позволяет получать струкции;

точный и плавно меняющийся вращательный – большое число капитальных ремонтов в первый момент докрепления для каждого соединения, что же год эксплуатации;

увеличивает срок службы бурильной свечи. – высокая стоимость деталей и узлов;

Из табл. 1 видно, при использовании СВП время, – недостаточный крутящий момент при отвороте затрачиваемое на наращивание и спускоподъемные рабочего переводника, а также для вращения операции, уменьшается в среднем на 5 %. бурильной колонны при глубине более 3000 м;

– потеря времени на прокачку и прогрев гидравли Таблица ки в зимнее время, завоздушивание гидросистемы;

Время, затрачиваемое на операцию, % – перегрев рабочей жидкости в летнее время;

Инструмент механическое спуско наращивание прочие бурение подъем – низкая частота вращения ствола вертлюга;

Ведущая 35,2 21,3 8,5 35,0 – невозможность работы (отворота бурильной ко труба лонны) при отключении энергии, отказе гидромотора.

СВП 36,5 20,1 4,7 38, Основные неисправности, возникающие при экс Перечисленные преимущества бурения наклонно плуатации ПВЭГ-225 в Нефтеюганском филиале направленных и горизонтальных скважин с помо- ООО «РН-Бурение»:

щью систем СВП свидетельствуют о необходимости – обрыв гидроцилиндров подъема лапы захвата;

их внедрения в ООО «РН-Бурение». – накладки ползуна изнашиваются раньше срока, указанного в инструкции по эксплуатации и пре Выбор системы СВП дусмотренного планом профилактических работ, Анализ систем СВП показал, что наиболее опти- проводимых за 6 мес;

мальными по основным характеристикам для – рукава высокого давления для захвата находятся малых и средних буровых установок в условиях в зоне работы штропов, из-за чего происходят их Крайнего Севера являются модели ПВЭГ-225, Varco частые обрывы;

TDS 9SA, Canrig 6027E, Tesco EMI 400 (табл. 2). – гидромотор МА-88 не надежен при эксплуатации Рассмотрим более подробно преимущества и (возможны разрушения поршневой группы);

в недостатки этих систем СПВ. среднем ресурс гидромотора за время эксплуатации составил 8 мес, что крайне мало при его стои мости порядка 1,5 млн. руб.

Таблица Показатели ПВЭГ-225 Varco TDS-9SA Canrig 6027E Tesco EMI СВП Varco TDS 9SA Грузоподъемность, т 225 363 249 Преимущества:

Электрический Электрический Электрический – высокая эксплуатационная надежность и Привод Гидравлический (переменный (постоянный ток) (постоянный ток) ток) простота конструкции;

Максимальный – высокие эксплуатационные характеристи крутящий момент, 3000 4875 4100 ки, их постоянность;

кг·м Максимальная – возможность отворота бурильной колонны частота вращения 10,5 (100) 23,9 (228) 27,8 (200) 20,9 (200) при отключении энергии;

выходного вала, рад/с (мин-1) – электрический (переменный ток) тип при Выходная мощность вода;

- 522 (700) 967 (1297) 298 (400) привода, кВт (л.с.) – встроенная гидравлическая система, отсут Масса подвесной ствие выносного модуля гидропривода;

части (без 5600 9200 8200 направляющей – быстрый ввод в работу после технических балки), кг простоев;

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

БУРЕНИЕ СКВАЖИН – отсутствие запаздываний командных сигналов СВП Tesco EMI на СВП;

Преимущества:

– продолжительный межремонтный период, дол- – небольшие габариты;

говечность быстро изнашивающихся запчастей. – наличие сервисной базы.

Недостатки: Недостатки:

– отсутствие блокировок;

– самый низкий крутящий момент среди систем – наличие редуктора в системе;

конкурентов;

– высокая начальная цена. – периодичность проведения техосмотра;

СВП Varco TDS 9SA имеет встроенную гидравли- – конструкция направляющей (большой срок мон ческую систему, благодаря которой исключаются тажа из-за большого числа болтовых соединений).

износ и повреждение гидравлических рукавов, СВП Tesco EMI 400 имеет сложное схемотехниче соединяющих системы верхнего привода с гидрав- ское решение электрической схемы и механического лической станцией. Существенных недостатков за модуля, что затрудняет ремонт и обслуживание.

время эксплуатации в Нефтеюганском филиале Использование системы показало ее низкую при ООО «РН-Бурение» не выявлено. способленность к российским условиям.

СВП Canrig 6027E Заключение Преимущества: Анализ преимуществ и недостатков четырех – хорошие эксплуатационные характеристики;

систем силового верхнего привода позволяет сде – усилитель крутящего момента при докреплении, лать вывод о том, что в настоящее время наиболее свинчивании труб;

предпочтительным является использование систе – возможность отворота бурильной колонны при мы СВП фирмы Varco TDS-9SA. Эта система надеж отключении энергии;

на, имеет оптимальные частоту вращения, крутя – быстрый монтаж;

щий момент и габариты для работы на месторожде – наличие сервисной базы. ниях Западной Сибири. Ее использование ускоряет Недостатки: процесс бурения и спускоподъемных операций. Эта – высокая цена;

система имеет также встроенную гидравлическую – показатели крутящего момента ниже, чем у систему, что избавляет от необходимости монтажа СВП Varco TDS 9SА;

гидравлических линий, которые снижают долговеч – более сложная конструкция по сравнению с ность силового верхнего привода.

СВП Varco TDS 9SА;

В целом при использовании СВП уменьшается – наличие выносной гидростанции;

время, затрачиваемое на наращивание и спуско – самые большие габаритные размеры среди кон- подъемные операции, увеличиваются коммерческая курирующих устройств;

скорость бурения и проходка за год.

– ненадежная система охлаждения. Система Varco TDS 9SА является универсальной и Основные неисправности, возникающие в систе- может быть установлена на буровых установках мах Canrig 6027Е: утечка жидкости из нижнего 3000 ЭУК-1М, 4500/270 ЭПК БМ, эксплуатирующих уплотнения, стопорного устройства верхнего под- ся в Нефтеюганском филиале ООО «РН-Бурение».

шипника, перегрев масла в системе смазки, неис- При эксплуатации только данных СВП существенно правности масляного насоса, попадание воды или сократится объем ЗИП на складе, а также оборот бурового раствора в масло, усиление пенообразова- ный фонд СВП.

ния в масле. Зимой перемерзает линия маслосисте мы, включая распределитель на датчик давления, из за чего горит сальник на маслонасосе трансмиссии.

После 1,5-2 лет эксплуатации периодически выходят из строя гидравлические насосы.

28 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Коллектив авторов, УДК 622.276.031.011. О взаимосвязи абсолютной проницаемости для газа и фазовой проницаемости для нефти Ю.А. Щемелинин, к.т.н., Н.И. Раздобреева, Т.И. Ледовская, Е.В. Тупицин, к.ф.м.н. (ОАО «ТомскНИПИнефть») Ключевые слова: проницаемость для газа, проницаемость для нефти, остаточная водонасыщенность, фазовые про ницаемости, пластовые условия.

Адрес для связи: SchemelininYA@nipineft.tomsk.ru Введение Проницаемость для нефти при остаточной водо В течение длительного времени большой объем насыщенности определяли прокачкой нефти через лабораторных исследований был связан с определе- образец, имитируя зону предельной нефтенасыщен нием базисных коэффициентов абсолютной про- ности. Остаточную воду создавали капилляримет ницаемости для газа kпр и открытой пористости. рическим методом с использованием пластовых вод Эти характеристики широко используются в пет- исследуемых месторождений, при их отсутствии – рофизике, при построении геологических и гидро- моделей пластовых вод (растворы хлорида натрия динамических моделей, что объясняется простотой соответствующей минерализации). В качестве методики определения kпр и возможностью ее нефти применяли изовискозные модели. Для каждо использования практически в любой лаборатории. го опыта имитировали пластовые условия.

При изучении кварцевых песчаников Урало- По результатам многочисленных исследований Поволжья проблем не отмечалось, поскольку для построены характеристики соотношения фазовая них характерна близость значений проницаемости проницаемость для нефти при остаточной водона для газа и нефти при остаточной водонасыщенно- сыщенности – проницаемость для газа с разбивкой сти [1]. Для полимиктовых коллекторов Западной по классам коллекторов (классификация Ханина).

Сибири проницаемости для жидкостей существен- Статистическое распределение проницаемости но ниже проницаемости для газа. описывается логарифмически нормальным рас В лаборатории физики пласта ОАО «ТомскНИПИ- пределением [2].

нефть» накоплен большой экспериментальный На рис. 1 приведено сопоставление проницаемо материал по определению относительных фазовых стей для юрских отложений Западной Сибири:

проницаемостей. Это позволяет проанализировать V класс коллектора представлен выборкой замеров данные с целью выявления связи между проницае- на 99 образцах, IV класс – на 206 и III класс – на 55.

мостью для газа и фазовой проницаемостью для Связи отличаются слабой корреляцией (для III клас нефти при остаточной водонасыщенности. са связь отсутствует при высокой дисперсии).

Под остаточной водонасыщенностью понимают Например, для образцов проницаемостью для газа около 0,02 мкм2 проницаемость для нефти при оста прочно связанную с породой часть неподвижной точной нефтенасыщенности kво изменяется от воды. Экспериментально фазовая проницаемость н 0,510-3 до 1210-3 мкм2 при среднем значении по для нефти может быть измерена при определении тренду 3,510-3 мкм2.

коэффициентов вытеснения и относительных фазо Наглядную картину отсутствия зависимостей вых проницаемостей. В последнем случае фазовая между kпр и kво дает изменение их отношения kво /kпр проницаемость для нефти при остаточной водона- н н от проницаемости для газа. Анализ показывает, что сыщенности принимается за базовую.

наиболее часто встречаются значения kво /kпр от 0, Современные автоматические приборы для опре- н до 0,3 вне зависимости от класса коллектора.

деления проницаемости, такие как АР-600, CMS-300, На рис. 2 показано изменение соотношения kво /kпр рассчитывают проницаемость для газа, что позво- н и проницаемостей для газа для всей выборки. Точки ляет избегать многих методических сложностей.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ во kн /kпр 1000, при остаточной водонасыщенности, 10-3 мкм 0, V класс y = 0,1558x+1, R = 0, Фазовая проницаемость для нефти IV класс 0, 100,00 III класс Пласт АС Пласт АС 0, y = 0,0774x+1, Пласт АС 10,00 R = 0, 0, 1, 0, 0,10 0, y = 1,014x+0, R = 0, 0, 0,01 1 10 0,01 0,10 1,00 10,00 100,00 1000, kпр, 10-3 мкм Проницаемость для газа, 10-3 мкм Рис. 3. Изменение соотношений kво /kпр и проницаемо н стей для газа kпр для Приобского месторождения Рис. 1. Сопоставление проницаемости для газа kпр и проницаемости для нефти kво при остаточной водона н сыщенности для юрских коллекторов месторождений Полученные данные не подтверждают универсаль Западной Сибири ности проницаемости для газа (абсолютной прони образуют облако, связь отсутствует. Приведенные экс- цаемости) при объяснении и сопоставлении петро периментальные данные получены на образцах кол- физических свойств коллекторов. Существует боль лекторов разных месторождений. шое число физических факторов, в том числе остаточ Для уточнения влияния типа коллектора были ная флюидонасыщенность, удельная поверхность, рассмотрены результаты, полученные на керне При- распределение пор по размерам, слоистость, характер обского месторождения (рис. 3). Данные не входили смачиваемости пор, а также взаимодействие фильт в выборку, изученную ранее. Для кернов Приобско- рующихся флюидов с породой, температура и давле го месторождения в диапазоне проницаемостей от ние, которые неоднозначно влияют на фильтрацион 0,001 до 0,1 мкм2 тип коллектора и условия его фор- ные свойства конкретных пород-коллекторов.

мирования не влияют на соотношения между про ницаемостью для газа и фазовой проницаемостью Заключение для нефти при остаточной водонасыщенности. Анализ результатов лабораторных исследований Связь отсутствует как для месторождения, так и для показал, что проницаемости для нефти при остаточ пластов. ной водонасыщенности, полученные на установках по изучению фильтрационных процессов в пласто вых условиях, намного ниже проницаемостей для во kн /kпр газа, полученных при атмосферных условиях. Соот 1, ношения между ними не являются постоянной 0, величиной и для каждого пласта должны устанавли 0, ваться экспериментально. Исследованные в ОАО 0, «ТомскНИПИнефть» коллекторы характеризуются 0, соотношением kво /kпр от 0,1 до 0,3 вне зависимости н 0,5 от класса коллектора.

0, 0, 0, Список литературы 0, 0, 1 10 100 1000 1. Берлин А.В. Петрофизическая основа гидродинамического kпр, 10-3 мкм2 моделирования разработки месторождений //Нефтяное хозяй ство. – 2006. – №7. – С.87-91.

2. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М.:

Рис. 2. Изменение соотношений kво/kпр и проницаемо н Недра. – 1971. – 312 с.

стей для газа kпр для всей выборки образцов 30 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ А.Ф. Можчиль, А.Р. Атнагулов, Р.Р. Исмагилов, УДК 622.24.002. Повышение эффективности освоения месторождения путем формирования техникоэкономического рейтинга бурения на примере Горшковской площади Приобского месторождения А.Ф. Можчиль, А.Р. Атнагулов, к.т.н., Р.Р. Исмагилов, к.х.н. (ООО «РНУфаНИПИнефть») Ключевые слова: рейтинг бурения, эффективное освоение месторождения, оптимизация капитальных вложений.

Адреса для связи: MojchilAF@ufanipi.ru Введение Оценка рентабельности и построение В процессе бизнес-планирования при принятии рейтинга бурения кустов с учетом затрат решения о последовательности освоения месторож- на обустройство дения используется геологический рейтинг бурения, При выполнении расчетов общее число возмож который составляют исходя из начальных дебитов ных вариантов сочетаний кустов определяется формулой 2n-1 (n – число кустов в группе). Для скважин кустов. Для объективной оценки рента снижения общего числа сочетаний систему нефте бельности бурения на основании стоимости нефти газосбора на месторождении следует разделять на и удельных капитальных затрат на обустройство «ветви». «Ветвь» представляет собой самостоя объектов [1] вычисляют также минимально рента тельный участок сетей коммуникаций (нефте бельный начальный дебит скважин куста.

сборные трубопроводы, водоводы, линии элек Недостатком данного метода является формаль тропередачи (ЛЭП)), подключаемых к существую ность оценки капитальных затрат. Например, кусты щим системам или новым площадным объектам.

с относительно низкими дебитами скважин, находя Для каждой «ветви» формируются варианты щиеся в непосредственной близости от существую путем полного перебора кустов. При этом назем щих объектов обустройства, в рейтинге могут зани ное обустройство для «ветви» определяется толь мать более низкие позиции, чем высокодебитные ко объемом оборудования для рассматриваемой скважины, требующие значительных капитальных группы кустов (нефтегазосборные трубопрово вложений.

ды, водоводы высокого давления, ЛЭП, трансфор В статье для устранения данного недостатка пред маторные подстанции (ПС) 35/6 кВ). Кроме того, лагается использовать метод оценки рентабельно для уменьшения числа вариантов из расчета сти бурения скважин кустов, основанный на адрес исключаются кусты, где дебит нефти не окупает ном подходе к обустройству каждого куста и фор бурение скважин и отсыпку кустовой площадки.

мировании различных вариантов сочетания разбу После расчета экономических показателей для риваемых кустов с учетом общих объектов обу всех вариантов внутри «ветви» определяют груп стройства. Для каждого варианта определяется пу кустов с максимальным положительным объем необходимого оборудования и рассчиты чистым дисконтированным доходом NPV. Это ваются экономические показатели. График ввода позволяет в целом по месторождению определить кустов составляется исходя из их экономической кусты скважин, бурение которых рентабельно.

эффективности с учетом затрат на обустройство.

Для расчета доходности проекта разработки Таким образом формируется технико-экономиче месторождения с учетом рентабельных групп ский рейтинг бурения.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ скважин варианты с положительным максималь Расчет уровней добычи жидкости на ным NPV по «ветвям» суммируются с учетом полное развитие общих объектов обустройства (ДНС, КНС, напорный трубопровод, газопровод и др.).

Формирование наземного На следующем этапе составляют технико-эко обустройства месторождения на номический рейтинг бурения, исходными данны полное развитие ми для которого являются уровни добычи жидко сти по рентабельным кустам и капитальные вло жения в обустройство. Разбивка на «ветви»

Основными статьями затрат при освоении нефтегазосборных линий месторождения являются бурение скважин, коммуникаций строительство трубопроводных систем и основ ных объектов инфраструктуры (ДНС, КНС, ПС, Отсев кустов скважин, не окупающих ЛЭП) [2]. Для того, чтобы обеспечить окупае- собственное бурение мость вложенных средств, в первую очередь необходимо вводить в эксплуатацию кусты с наи Расчет NPV вариантов по «ветвям».

большей доходностью, т.е. с высокими дебитами Выбор вариантов с максимальным скважин и низкими капитальными вложениями в положительным NPV обустройство конкретной кустовой площадки. С этой целью следует сравнить эффективность ввода всех кустов. В качестве критерия сравнения Суммирование рентабельных предлагается использовать значение NPV. В дан- вариантов с учетом общего ном случае уровни добычи жидкости и затраты на обустройства обустройство по кустам должны быть приведены к единому временному промежутку. Капитальные Оптимизация наземного обустройства вложения в обустройство конкретного куста при сравнении рассматриваются независимо от ввода Формирование технико остальных.

экономического рейтинга бурения Исходя из затрат на обустройство, рассчиты вают NPV и выбирают куст с максимальным значением данного показателя. Для определения Пересчет уровней добычи жидкости следующего куста проводится аналогичное сравнение, но при этом затраты на ввод в эксплуа тацию кустов принимаются с учетом обустрой- Алгоритм расчета экономического рейтинга бурения ства предыдущих выбранных кустовых площадок по рейтингу. Таким образом, формируется техни ко-экономический рейтинг бурения, который поз- – расчет уровней добычи жидкости по место волит достичь максимальной доходности проекта. рождению (по кустам);

Метод оценки рентабельности бурения и форми- – определение необходимого количества обору рования технико-экономического рейтинга бурения дования для обустройства месторождения (тру был реализован в программном комплексе (ПК) бопроводы, ЛЭП, ПС, площадные объекты) с уче «ГиД». Это позволило снизить трудоемкость расче- том топографии местности;

та. ПК «ГиД» дает возможность создать полноцен- – разбивка на «ветви» нефтегазосборных линий ную модель наземного обустройства, увязанную с коммуникаций;

автоматическое формирование объемами добычи жидкости и закачки воды [3]. вариантов сочетаний кустов с пересчетом объ Алгоритм расчета экономической эффективности ектов обустройства (с выбыванием кустов из проекта представлен на рисунке. необходимого оборудования исключаются трубо Операции в ПК «ГиД» выполняются в следую- проводы, ЛЭП, подводимые к данной группе щей последовательности: скважин);

создание файла с необходимым обору 32 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ Вариант Анализ результатов расчетов показал, что при Параметры третий адресном подходе к оценке затрат на обустрой первый второй (рекомендуемый) ство число рентабельных кустов составило 26, Число скважин 359 547 при этом значение NPV увеличилось на 52 %, а Число кустов 17 26 индекс доходности (DPI) остался примерно таким Добыча нефти, тыс. т 42 891 60 276 60 Капитальные вложения, млн. руб. 58 639 83 319 83 319 же. При использовании технико-экономического Дисконтированный доход рейтинга бурения (третий вариант) объемы обу 100 477 136 992 142 государства, млн. руб.

стройства и суммарный объем добычи нефти DPI 1,05 1,05 1, будут такими же, как и при реализации второго NPV, млн. руб. 1 370 2 080 2 варианта, но за счет того, что кусты ранжируются Эффект, млн. руб. (%) - 710 (52 %) 845 (60 %) по экономическим показателям, NPV проекта дованием для каждого варианта сочетания разработки увеличится на 6,5 %.

кустов;

Таким образом, при использовании технико – отсев кустов, которые при данных исходных экономического рейтинга бурения в сочетании с условиях не окупают собственное бурение;

адресным подходом можно увеличить эффектив – конвертирование уровней добычи и капиталь- ность разработки месторождения почти на 60 %.

ных вложений по вариантам в формы расчета технико-экономических показателей проекта раз- Заключение работки месторождения;

определение вариантов с Предложенный метод формирования вариантов максимальным положительным NPV;

путем перебора кустов и составления технико – суммирование «ветвей» с учетом общих объ- экономического рейтинга бурения позволяет ектов и расчет экономических показателей разра- более достоверно оценивать эффективность ботки месторождения;

ввода в эксплуатацию объектов с учетом конкрет – оптимизация обустройства месторождения с ных затрат на их обустройство. Рассмотренный учетом только рентабельных кустов;

подход реализован в ПК «ГиД», с помощью кото – формирование технико-экономического рей- рого определяется наземное обустройство исходя тинга бурения;

из расположения объектов на местности и рас – пересчет уровней добычи жидкости с учетом считываются экономические показатели проекта полученного графика ввода кустов. разработки месторождения.

При получении сходимости результатов расчет прекращается.

По представленной методике был определен технико-экономический рейтинг ввода кустов скважин для участка Приобского месторождения Список литературы (Горшковская площадь) ООО «РН-Юганскнефте газ». В таблице представлены три варианта разра 1. Методические указания ОАО «НК «Роснефть». № П1-01 СЦ- ботки участка месторождения. Первый вариант М-001. Подготовка интегрированных проектов разработки (традиционный) с использованием геологическо месторождений. – М.: ОАО «НК «Роснефть», 2009. – 34 с.

го рейтинга и оценкой рентабельности бурения 2. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторожде по удельным затратам на обустройство [4]. Вто- ний. – М.: Недра, 1990. – 427 с.

рой вариант рассчитан с учетом адресности 3. Стандарт ОАО «НК «Роснефть» № П1-01 СЦ-061. Подготовка, затрат на обустройство и графика ввода кустов по экспертиза и защита интегрированных проектов разработки геологическому рейтингу. Третий вариант осно- месторождений. – М.: ОАО «НК «Роснефть», 2008. – 37 с.

4. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.3. Разработка нефтяных ван на формировании технико-экономического месторождений: в 4 т. Т. 3. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 152 с.

рейтинга бурения кустов.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

КОНФЕРЕНЦИИ Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами С 21 по 23 сентября 2010 г. в г. Геленджике Краснодарского края прошла Х юбилейная научнопрактическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами».

Основное ядро участников составили специалисты ОАО «НК «Роснефть», ее дочерних добывающих обществ и научно исследовательских центров: ООО «РН Краснодарнефтегаз», ООО «НК «Роснефть НТЦ», ООО «РН-УфаНИПИнефть», ЗАО «ИННЦ», ОАО «СамараНИПИнефть», ООО «РН-Юганскнефтегаз», ОАО «Томск НИПИнефть», ООО «РН-СахалинНИПИ морнефть», ОАО «Удмуртнефть».

Необходимо отметить, что интерес, про Организаторы конференции – ОАО «НК «Роснефть», являемый к участию в данной конференции как россий ООО «РН-Краснодарнефтегаз», ООО «НК «Роснефть» скими, так и зарубежными специалистами, с каждым годом НТЦ» и журнал «Нефтяное хозяйство».

возрастает. По сравнению с прошлым годом число сторон Конференция приобрела заслуженную известность в них участников увеличилось примерно на 30 %, специали России и становится все более привлекательной для стов НК «Роснефть» и ее дочерних обществ – на 55 %, широкого круга специалистов, в том числе зарубежных.

Работа конференции проходила по четырем секциям.

1. Проектирование и мониторинг разработки место рождений с трудноизвлекаемыми запасами.

2. Современные методы исследования скважин, керна и пластовых флюидов.

3. Новые технологии бурения и вскрытия продуктив ных пластов, в том числе с применением многоствольных и горизонтальных скважин.

4. Современные методы повышения нефте- и газо отдачи пластов, интенсификации добычи нефти и газа.

В X юбилейной конференции приня ли участие более 150 специалистов из раз личных российских и зарубежных нефте газовых компаний, научно-исследова тельских центров и сервисных предприя тий: ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», СургутНИПИнефть ОАО «Сургут нефтегаз», ООО «Газпромнефть НТЦ», ОАО «Газпром промгаз», ООО «Тюмен ский нефтяной научный центр» ТНК ВР, ООО «НТЦ-РуссНефть», ООО «Печор НИПИнефть», ООО «ГЕОТЕХНОКИН ЮГ», ExxonMobil Development Company, Roxar, Senergy Ltd., Schlumberger и мно гих других.

34 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

КОНФЕРЕНЦИИ Кроме того было представлено более 20 стендовых докладов.

Следует отметить большую заинтересованность участников конференции: все секции работали при пол ностью заполненном зале, бурные обсуждения продол жались и в кулуарах.

За три дня работы было заслушано и обсуждено более 50 докладов. Из них можно отметить следующие:

«Основные направления геолого-разведочных работ ОАО «НК «Роснефть» и основные задачи КНПК» – С.И. Бачин, М.Б. Скворцов, Н.А. Малышев, А.А. Поляков (ОАО «НК «Роснефть»);

«Комплексирование данных геологии, петрофизики и разработки при моделировании сложно построенных коллекторов» – В.А. Байков, А.С. Бочков, А.А. Яковлев (ООО «РН-УфаНИПИнефть»);

«Этапы ста новления и дальнейшие перспективы развития горизон тальных технологий в Республике Татарстан» – Р.Р. Ибатуллин, И.Н. Хакимзянов, Р.Г. Рамазанов, З.С. Идиятуллина (ТатНИПИнефть), «Новые технологии ремонтно-изоляционных работ» – К.В. Стрижнев (ООО «Газпромнефть НТЦ);

«Повышение информативности и охвата гидродинамическими методами контроля раз рабртки за счет использования телеметрических систем УЭЦН» – В.М. Мешков, А.В. Кулиш (СургутНИПИ нефть), «Применение комплексного подхода для модели- В рамках конференции впервые была организована рования трещиноватых пластов Западной и Восточной геологическая экскурсия, вызвавшая большой профес Сибири» – О.В. Пинус (Schlumberger DCS);

«Черное море: сиональный интерес участников.

системы разработки глубоководных месторождений, реше- Проведение очередной, XI конференции, намечено на ние сложных задач» – Л. Шулкин (ExxonMobil DC) и др. сентябрь 2011 г.

Информационной группой журнала «Нефтяное хозяйство»

создан cайт мероприятия (https://sites.google.com/site/oilindustry2010092123/home/), где представлены презентации, тезисы докладов и фотоальбом конференции.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА Коллектив авторов, УДК 622.276. Методы изоляции прорывов газа при разработке нефтегазовых месторождений В.А. Стрижнев, к.т.н., А.Ю. Пресняков (ООО «РНУфаНИПИнефть»), В.И. Никишов, к.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»), А.Г. Михайлов, к.т.н. (ООО «РНПурнефтегаз») Ключевые слова: технологии изоляции газа, газоизолирующий экран, гелеобразующий и кремнийорганический состав.

Адрес для связи: StrizhnevVA@ufanipi.ru, PresnyakovAU@ufanipi.ru Введение – тампонажные составы, применяемые для соз Добыча нефти при разработке сложнопо- дания экрана, имеют регулируемые свойства и строенных залежей с наличием в разрезе газона- образуют прочную структуру во всем объеме, глу сыщенных пластов осложняется прорывами газа. боко проникают в пористые среды различной Эксплуатация скважин с большим содержанием проницаемости;

свободного газа в продукции приводит к срыву – обеспечение технологичности на всех этапах работы глубинного оборудования и, как след- проведения работ.

ствие, снижает выработку запасов нефти. Проверка газоизоляционных экранов на проч В статье описаны способы изоляции прорывов ность проводилась путем сравнения перепадов газа, применяемые в скважинах ООО «РН-Пур- давления на экран с предельными напряжениями нефтегаз» и ОАО «Удмуртнефть». На выбранных сдвига, характерными для данного изоляционно объектах из-за некачественного первичного го материала. Например, градиент давления G, цементирования и/или старения нефтяного приходящийся на экран гелевого состава в газо фонда скважин наблюдалось значительное уве- вой части пласта без докрепления, определяется личение негерметичности эксплуатационных по формуле колонн (ЭК) в интервале газонасыщенных пла стов и наличие заколонных перетоков газа. p21p) pwp ( G=, r2(p) Rw Обоснование выбора технологии ремонтно изоляционных работ (РИР) где p(1)2p – давление на границе гелевого экрана;

Определяющим фактором при выборе техно pwp – забойное давление, r(1)2p – радиус гелевого логии изоляции является создание на пути дви экрана, Rw – радиус скважины.

жения газа в ствол скважины непроницаемого При этом критический градиент давления Gcr, газоизолирующего экрана, отвечающего следую при превышении которого происходит вынос щим условиям:

геля, определяется исходя из предельного стати – прочностные характеристики экрана превы ческого напряжения сдвига.

шают критический градиент давления, при кото Результаты лабораторных исследований пока ром происходит вынос или разрушение тампо зывают, что водорастворимые полимеры на осно нажного состава;

ве полиакриламидов (ПАА) в присутствии сши – газоизолирующий экран не проницаем для вателя могут образовывать в пласте полимерный газа для исключения последующего разрушения с гель, обладающий начальным градиентом сдвига течением времени;

36 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА до 2 МПа/м [1], т.е. при депрессии на пласт, рав- мися смолами с повышенными прочностными и ной 10 МПа, необходимым условием для пред- адгезионными характеристиками. Гелеобразую отвращения разрушения полимерного геля в щий состав рекомендуется закачивать порцион газовом пласте является создание газоизоляцион- но, причем временной интервал между отдельны ного экрана протяженностью 5 м и более. ми порциями должен быть больше или равен вре мени гелеобразования состава. Закачивание Опытно-промышленные работы (ОПР) завершают, когда давление достигает 60–80 % Одним из наиболее крупных промысловых объ- давления опрессовки ЭК [2].

ектов ООО «РН-Пурнефтегаз» является многопла- Испытания данной технологии проведены в стовое Барсуковское месторождение, которое шести скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз», полу характеризуется наличием газо- и нефтенасыщен- чен средний прирост дебита нефти 15,3 т/сут на ных пластов. Одна из проблем при восстановлении одну скважину, дополнительная добыча нефти целостности ЭК связана с проведением РИР в составила 5,4 тыс. т.

интервале газовых пластов. Результаты расчетов В качестве примера рассмотрим работы по изо показывают, что для пластов Барсуковского ляции прорыва газа в скв. 3031 Барсуковского месторождения условием создания непроницаемо- месторождения, в которой была обнаружена го экрана является закачивание вязких пачек негерметичность ЭК в интервале 1734–1737 м, приуроченная к газонасыщенному пласту ПК17, радиусом 5 м и более. Именно на таком расстоянии залегающему в интервале 1728–1754 м.

происходит основное падение давления в приза Скважина введена в эксплуатацию в мае 1991 г.

бойной зоне газового пласта. Для изоляции газа при пластовых температурах от 20 до 80 оС на пер- Способ эксплуатации – механизированный вом этапе предлагается закачивать вязкоупругие (УЭЦН). Перфорацией был вскрыт пласт ПК19– гелеобразующие составы на основе водораствори- в интервалах 1821,8–1826,8 м и 1828,0–1829,9 м.

мых ПАА и сшивателя. Результаты лабораторных Начальный дебит нефти составил 22 т/сут при исследований представлены в таблице. По резуль- обводненности продукции 5,8 %. Таким способом татам исследований для газоизоляционных работ скважина эксплуатировалась до июня 1998 г., рекомендованы полимеры POLYT-101 концентра- после чего была переведена на эксплуатацию цией 0,5 % и АК-642 концентрацией 1,5-2,0 %. В скважинным штанговым насосом (СШН). К качестве отвердителя (сшивателя) использовался этому времени дебит нефти составлял 7,3 т/сут, ацетат хрома концентрацией 0,08 % для полимера обводненность – 11,3 %. В июле 2006 г. скважина POLYT-101 и 0,2 % для полимера АК-642. вновь была переведена на эксплуатацию УЭЦН, после оптимизации суточный дебит нефти соста вил 44,9 т/сут, обводненность – 46,7 %. В октябре Концентрация, % Предельное 2009 г. скважина была остановлена из-за прорыва статическое Состав напряжение сдвига, геланта отвердителя газа.

МПа Приемистость интервала изоляции перед нача 1,0 0,10 лом работ составляла 880 м3/сут при давлении, рав AK-642 1,5 0,15 2,0 0,20 21 ном нулю. Работы по изоляции нарушения ЭК в 0,5 0,05 интервале газового пласта было решено провести в TR- 0,8 0,08 два этапа: 1) создание большеобъемного полимер 0,5 0,05 FP-107 ного экрана в интервале газового пласта;

2) после 0,8 0,08 дующее докрепление экрана цементным раствором.

0,5 0,05 POLYT - Для закачивания полимерной композиции в сква 0,8 0,08 жину было спущено перо на НКТ диаметром 2,5’’ на 0,8 0,08 DP9- глубину 1733 м, пакер посажен на глубине 1533 м.

1,2 0,15 После этого было закачано 100 м3 полимерной ком позиции на основе ПАА, при этом конечное давле На втором этапе для исключения выдавлива ние составило 6 МПа. Расход при закачке составлял ния гелеобразующих составов из пласта следует 8 м3/ч. Затем было закачано 60 м3 полимерной ком осуществлять их докрепление модифицирован позиции на основе ПАА, конечное давление закачи ным цементным раствором и/или отверждающи НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА вания – 8 МПа. Скважина была оставлена на поли- стостью пласта. На каждую скважино-операцию меризацию на 24 ч. После полимеризации были про- было израсходовано по 2 т товарного состава ведены срыв пакера, доспуск НКТ до глубины 1742 м АКРОН-РК. Обычно при температурах пласта 50 80 оС соотношение АКРОН-РК : вода в рабочем и обратная промывка скважины. Докрепление интервала изоляции выполнялось с использованием растворе составляет 1:3(4). Однако, поскольку 2,4 м3 цементного раствора (состав: тампонажный пластовая температура рассматриваемых сква цемент ПЦТ-100 – 3 т, вода пресная – 1,5 м3, пласти- жин невысокая (30-31 оС), для сохранения степе фикатор – 3 кг). После разбуривания цементного ни разбавления товарного состава не менее чем в моста до глубины 1740 м была выполнена гидравли- 3 раза был использован прием сокращения време ческая опрессовка колонны, при этом было зафик- ни отверждения раствора. Для ускорения реакций сировано падение давления с 8 до 6 МПа за 30 мин. отверждения в АКРОН-РК вводился раствор кис По результатам последующей опрессовки снижени- лоты определенной концентрации. Раствор ем уровня с проведением гидродинамических иссле- АКРОН-РК готовился в мерниках агрегата дований был получен приток жидкости дебитом ЦА-320, куда подавался кислотный раствор из 10 м3/сут. На основании данных опрессовок интер- емкости кислотовоза.

вала изоляции с целью докрепления было принято Технология апробирована в четырех скважинах решение о проведении дополнительной операции ОАО «Удмуртнефть», в результате получен при РИР с использованием в качестве тампонажного рост дебита нефти 4,7 т/сут на скважину, допол материала 1 м3 смолы «Софит». нительная добыча нефти составила 1,48 тыс. т.

После нормализации забоя до глубины 1740 м Рассмотрим результаты работы по изоляции по результатам опрессовок (гидравлической и прорыва газа в скв. 269 Киенгопского месторож снижением уровня) ЭК признана герметичной, и дения. Скважина была запущена в эксплуатацию скважина введена в эксплуатацию. Прирост деби- механизированным способом в апреле 1983 г.

(продуктивные пласты А4-4, А4-5, А4-6). До прове та нефти составил 9,6 т/сут.

дения ремонта скважина находилась в бездей Технология изоляции прорывов газа по зако ствии по причине прорыва газа, который зафик лонному пространству была опробована на Киен сирован по заколонному пространству из выше гопском месторождении ОАО «Удмуртнефть».

лежащего пласта А4-2, с глубины 1261 м к кровле Месторождение характеризуется высокой расчле верхнего интервала перфорации – 1264 м ненностью продуктивных пластов, во многих (см. рисунок). Согласно утвержденному плану скважинах установлены перетоки газа из близко работ текущий забой в скважине был установлен расположенных вышележащих газовых пластов.

на глубине 1267 м, таким образом, шесть интерва Особенностью предлагаемой технологии являет лов перфорации (1269,6-1293,5 м) были перекры ся то, что на первом этапе с целью создания в ты взрыв-пакером. Изоляция прорыва газа про прискважинной зоне непроницаемого экрана в водилась через верхний интервал перфорации газовый пласт закачивается кремнийорганиче (1264,0-1266,4 м). Для этого в скважину были спу ский состав АКРОН-РК, затем проводится щены НКТ, на глубине 1115 м установлен пакер, докрепление цементным раствором. Поскольку на глубине 1266 м – перо. На первом этапе было после отверждения состава формируется изоля закачано 6 м 3 кремнийорганического состава ционный экран, способный выдерживать значи АКРОН-РК, затем 1,6 м3 цементного раствора, тельные депрессии и обеспечивать долговремен после чего скважина была оставлена на ОЗЦ на ный эффект изоляции, не требуется закачивания 24 ч. После ОЗЦ цементный мост был разбурен до больших объемов состава АКРОН-РК [3].

глубины 1267 м, проведена гидравлическая опрес При проведении РИР использовался водный совка, подтверждающая герметичность интерва раствор состава АКРОН-РК, что позволило уве ла изоляции, восстановлен текущий забой до глу личить объем закачиваемого рабочего раствора и бины 1480 м, и скважина введена в эксплуатацию.

снизить стоимость выполняемых операций. Сте Прорыв газа был ликвидирован, полученный пень разбавления состава определялась главным прирост дебита нефти составил 21 т/сут.

образом пластовой температурой и приеми 38 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА Схема проведения РИР в скв. 269 Киенгопского месторождения Выводы Список литературы 1. Методически обоснованы выбор, объем и технология закачивания тампонажного материа- 1. Разработка составов и технологий водоизоляционных работ для высокотемпературных пластов/ Е.А. Румянцева, Н.И. Аки ла для изоляции прорывов газа через негерметич мов, А.К. Назарова, И.А. Дягилева // Интервал. – 2005. – № 5. – ность в ЭК и цементном кольце.

С. 39-43.

2. Отработана технология установки большеобъ 2. Пат. 2389865 РФ. Способ изоляционных работ в добываю емных полимерных экранов (до 150 м3) с после- щей скважине / В.А. Стрижнев, А.В. Корнилов, А.Ю. Пресня дующим докреплением цементным раствором. ков, О.А. Тяпов, А.Г. Михайлов;

заявитель и патентообладатель 3. На месторождениях ОАО «Удмуртнефть» ООО «РН-УфаНИПИнефть». – №2009113065;

заявл. 07.04.09;

опубл. 20.05.10.

успешно опробована технология изоляции про 3. Решение проблемы ограничения водопритоков в скважинах с рывов газа кремнийорганическими составами.

подошвенным залеганием воды / В.Г. Скородиевский, М.Н. Шурыгин, В.И. Яковенко, Л.А. Скородиевская // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 3. – С. 82-85.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА С.Н. Петренко, А.Р. Гарифуллин, А.З. Абужаков, УДК 622.276. Насосное оборудование для эксплуатации скважин, впервые вводимых после бурения, в осложненных условиях С.Н. Петренко (ООО «НК «Роснефть»НТЦ»), А.Р. Гарифуллин, А.З. Абужаков (ООО «РНЮганскнефтегаз») Ключевые слова: ввод новых скважин, гидравлический разрыв пласта (ГРП), установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), напорнорасходные характеристики, МИМ технология.

Адрес для связи: snpetrenko@rnntc.ru Введение выражается в недостижении технологического В ООО «РН-Юганскнефтегаз» ежегодно в работу потенциала, неоптимальной работе скважинного вводится около 700 новых скважин. Для увеличения оборудования в зоне эксплуатации, снижении про дебитов скважин в соответствии c проектами на изводительности установок электроцентробежных разработку около 97 % нового фонда вводится с насосов (УЭЦН) вследствие быстрого износа рабо применением гидравлического разрыва пласта чих органов [4], вплоть до полного разрушения.

(ГРП). В начальный период, после проведения геоло- В результате уменьшается добыча нефти, увеличи го-технических мероприятий (ГТМ), добывающая ваются затраты на спускоподъемные операции и скважина работает на неустановившемся режиме ремонт оборудования. Динамика технологического (формирование воронки депрессии), затем – на потенциала скважин, незапланированных подъемов псевдоустановившемся (уравновешивание системы погружного оборудования и других показателей пласт – скважина – насос). При переходе от неуста- представлена на рис. 1.

новившегося режима эксплуатации к стабильному в пласте протекают процессы, приводящие к умень шению начального потенциала скважины [3].

Факторы, негативно влияющие на освоение добывающих скважин Можно выделить три основных фактора, негатив но влияющих на освоение добывающих скважин:

1) формирование воронки депрессии, связанное с переходным режимом радиального притока;

2) сни жение начального пластового давления;

3) кольма тация призабойной зоны пласта (ПЗП). При освое нии скважины с применением ГРП, как и при любом ремонте, происходит кольматация трещин гидро разрыва, которая приводит к снижению их остаточ- Рис. 1. Динамика усредненных показателей в скважинах ной проницаемости. Влияние этих факторов часто нового фонда в 2009 г.

40 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА Постановка задачи Решение задачи стабильной эксплуатации нового фонда скважин условно можно разделить на две составляющие: геологическую и технологическую.

К геологической можно отнести применение новых технологий бурения, проведения ГРП и освоения добывающих скважин, направленных на недопуще ние процессов кольматации ПЗП и трещин ГРП, сокращение выноса из призабойной зоны проппан та и песка, поддержание пластового давления. Для решения технологических проблем было подготов лено техническое задание по изготовлению нового погружного оборудования, обладающего повышен ной стойкостью к абразивному износу, имеющего широкий диапазон подачи и высокий коэффициент полезного действия (к.п.д.).


Оборудование для работы в скважинах нового фонда должно отвечать следующим требованиям:

при неизменном развиваемом напоре 2300 м ста бильная эксплуатация в широком диапазоне подачи (от 90 до 300 м3/сут) и в условиях повышенной кон центрации взвешенных частиц (КВЧ) (до 3000 мг/л);

Рис. 2. Заявленные напорнорасходные характеристики ЭЦНМИМ 3009023006/0 (а), ЭЦНМИМ устойчивая работа при высоком газосодержании на 23006/0 (б) входе в насос (до 40 %);

компактные габариты, позво ляющие проводить спуски в скважины при кривизне насосного оборудования заключается в способе его эксплуатационной колонны более 5 °/10 м и эксплуа- производства. Производителем насосного обору тироваться в скважинах с предельной для традицион- дования была модернизирована инновационная ного оборудования кривизной более 0,3 °/10 м. МИМ технология (Metal Injection Molding – инжек ционное формование металла) и впервые в россий Основы инновационной технологии ской практике изготовлены крупные детали (мас Для решения проблемы стабильной эксплуата- сой до 1 кг) пространственно сложной формы с ции скважин нового фонда специалисты ООО максимальной плотностью материалов. Данная «Инновационные промышленные технологии» технология позволяет равномерно распределять предложили на условиях опытно-промысловых смесь из любых металлов и керамики, спекаемость испытаний ЭЦН с заявленными характеристика- которых обеспечивается на уровне кристалличе ми, полностью соответствующими выданному тех- ской решетки материала. В результате изготавлива ническому заданию (см. таблицу, рис. 2). Уникаль- ется полностью однородное изделие максимальной ность предлагаемого для промысловых испытаний плотности и с заданными свойствами.

В результате использования технологии МИМ удалось изготовить серийную ступень ЭЦН иде ЭЦН-МИМ- ЭЦН-МИМ Параметры 300-90-2300- 1000/280-2300 альной геометрической формы с достаточно низ 6/0 6/ кой шероховатостью (2,5 мкм) и высоким классом Рабочий диапазон при 80-300 280- динамическом уровне 2300 м, м точности (максимальная погрешность составляет К.п.д. при оптимальном дебите, % 73,5 мкм). Высокие технические показатели позволяют Максимальная КВЧ, мг/л 3000 добиться максимально возможных напорно-рас Максимальная частота вращения 6000 ходных и энергетических характеристик. Напри ЭЦН, мин- мер, при оптимальном дебите к.п.д. насоса состав Допустимый темп набора 6 кривизны при спуске, градус /10 м ляет около 73,5 %. При подтверждении этих пока Допустимая кривизна в зоне 0,35 0,35 зателей в реальных испытаниях данную установку подвески, градус /10 м можно будет отнести к разряду энергосберегающе Допустимое содержание газа 60 на входе в насос, % го оборудования.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА Стендовые испытания оборудования В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по разрабо танной ОАО «НК «Роснефть» единой методике были организованы полномасштабные стендовые испы тания ЭЦН-МИМ, состоящие из двух этапов:

1) проверка работоспособности насоса при различ ном газосодержании на входе;

2) проверка конструк ции на износостойкость (в течение продолжитель ного времени насос работал с аномально высокой КВЧ до 40 г/л, состоящих из проппанта и кварцево го песка в соотношении 1:1).

Для определения максимально допустимого содержания газа в приемное устройство насоса Рис. 3. Напорнорасходные характеристики ЭЦНМИМ до (1) и после (2) испытаний на износостойкость закачивался воздух от компрессора при различных частотах вращения вала: 40, 45, 50 и 55 Гц. При дав лении на приеме 0,2 МПа насос работал без срыва Ключевые решения при планировании подачи при объеме свободного газа 40-52 %, при промысловых испытаний давлении 0,4 МПа – 50-62 %. По результатам испытаний ЭЦН-МИМ на газо Здесь необходимо отметить, что в процессе испы- устойчивость с целью исключения возможных рис таний была выявлена зависимость наступления ков, связанных с потенциальным отказом газосепа срыва подачи ЭЦН от давления на приеме насоса ратора, а также других технологических недостат при одинаковых газосодержании и дебите жидко- ков, таких как возможные дополнительные затраты сти. Так, при увеличении давления на 0,2 МПа объем электроэнергии, увеличение металлоемкости и свободного газа, при котором возникает срыв длины установки, принято решение использовать подачи, возрастает примерно на 10 %. При повыше- комплектации УЭЦН-МИМ без газосепараторов.

нии частоты вращения вала, соответствующей Без использования газосепаратора полностью опорной частоте тока от 40 до 55 Гц, наблюдалось исключается риск отказа оборудования вследствие увеличение предельно допустимого входного газо- среза корпуса устройства за счет возникающего пес содержания от 2 до 4,5 %. Кроме того, при испыта- коструйного эффекта и, как следствие, возможного ниях была выявлена положительная особенность полета погружного электродвигателя (ПЭД) на ЭЦН-МИМ: при наступлении срыва подачи сниже- забой скважины (рис. 4).

ние газосодержания на входе позволяет восстано- Отказ от использования газосепаратора может вить стабильный режим работы насоса. При испы- способствовать также появлению газлифтного тании традиционных ЭЦН после достижения срыва эффекта. Выделение газа на участке от выкида ЭЦН подачи приходится полностью останавливать испы- до устья скважины может при определенных усло тания и выполнять продувку системы, в противном виях снизить энергозатраты, связанные с подъемом случае достичь возобновления подачи не удается. жидкости на поверхность. Кроме того, отсутствие Ресурсные испытания ЭЦН-МИМ были проведены при КВЧ до 40 г/л. По окончании испытаний износ рабочих колес составил 1,22 % (в 7,2 раза меньше, чем у лучшего из ранее испытанных традиционных ЭЦН компрессионного типа), износ направляющих аппа ратов – не более 0,47 % (в 8,2 раза меньше).

При сравнении напорно-расходных характери стик до и после ресурсных испытаний (рис. 3) было установлено, что напор изменяется в допустимых пределах (5,3 %). Максимальный к.п.д. установки после ресурсных испытаний снизился с 68,3 до 67,9 %. У лучшего насоса, испытанного ранее, сни- Рис. 4. Срез корпуса газосепаратора за счет песко жение к.п.д. составляло 35 %. струйного эффекта, возникающего при интенсивном выносе механических примесей 42 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА газосепараторов позволит снизить вероятность Заключение вспенивания пластовой жидкости в затрубном про- Проведенные в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина странстве. Выделение пены усложняет интерпрета- стендовые испытания ЭЦН-МИМ на газоустойчи цию результатов контрольных замеров динамиче- вость и износостойкость подтвердили возможность ского уровня в скважине и влияет на правильность создания центробежных насосов, которые можно принятия решений геолого-технологическим персо- безаварийно эксплуатировать в осложненных добы налом при эксплуатации скважин. вающих скважинах. Эффективность разработанно В качестве примера рассмотрим работу оборудо- го оборудования будет проверена при испытании в вания в условиях, типичных для большинства скважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз», всего будут новых скважин. Для анализа прогнозируемых усло- испытаны шесть УЭЦН-МИМ, укомплектованных вий эксплуатации в ООО «РН-Юганскнефтегаз» приводами производства ООО «ПК «БОРЕЦ», приняты средние параметры по скважинам При- ОАО «ЛЕПСЕ» и ООО «РИТЭК-ИТЦ».

обского, Мало-Балыкского и Приразломного место- Ожидается, что экономическая эффективность рождений, так как 85 % вновь введенных скважин в от проведенных мероприятий будет обеспечена за 2009 г. приходилось на эти месторождения. счет увеличения наработки оборудования, сокра Максимальный объем свободного газа в насосе щения затрат на его ремонт и выполнение допол без газосепоратора в скважинах дебитом 200 м3/сут нительных работ по текущему или капитальному с нулевой обводненностью и наиболее распростра- ремонту скважин, исключения потенциальных ненной эксплуатационной колонной внутренним потерь нефти.

диаметром 129 мм составляет 38-42 %, допустимый объем, определенный при испытаниях в РГУ им. И.М. Губкина, – 40 % (при частоте 40 Гц).

При моделировании заданных условий эксплуата ции в программном обеспечении RosPump выявле но, что при объеме свободного газа 40 % локальный Список литературы дебит через насос значительно выше, чем дебит на поверхности. Так, при дебите на поверхности 1. Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатации 200 м3/сут, средний дебит через насос составляет насосного оборудования для добычи нефти в осложненных усло 274 м3/сут. Результаты моделирования позволили виях из мало и среднедебитных скважин: дисс. на соиск. уч. степ.

учесть это при планировании проведения промыс- д-ра техн. наук. – М., 1999.

ловых испытаний, что позволило существенно рас- 2. Пат. №2293217 РФ. Погружной насосный агрегат с системой ширить область применения оборудования. За счет принудительного охлаждения электродвигателя/ С.И. Кудря шов, С.Е. Здольник, В.А. Литвиненко [и др.];

заявитель и патен объемного расширения пластового флюида, прохо тообладатель ООО «НПК «Нефтемаш». – № 2005128716/03;

дящего через ЭЦН-МИМ, рабочий диапазон подачи заявл. 15.09.05, опубл. 10.02.07.

насоса можно увеличить от 90-300 до 65-300 м3/сут.

3. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при Таким образом, даже при значительном снижении заводнении. – М.: Шлюмберже Инк., 2001. – 142 с.

потенциала скважины УЭЦН можно без рисков экс 4. Хеманта Мукерджи. Производительность скважин. – М.:

плуатировать в рабочем диапазоне. Шлюмберже Инк., 2001. – 182 с.


НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗОКОНДЕНСАТА Коллектив авторов, УДК 621.787.001. Применение технологии электромеханической обработки в ремонтном производстве ОАО «Сызранский нефтеперерабатывающий завод»

С.К. Федоров, д.т.н., Л.В. Федорова, д.т.н. (ФГОУ ВПО МГАУ), В.Т. Сараев, Ф.К. Клюев (ОАО «Сызранский НПЗ» НК «Роснефть») Ключевые слова: закалка, отделочноупрочняющая обработка, упрочняющее восстановление, электромеханическая обработка.

Адрес для связи: momd@yandex.ru Введение ке заготовок возникают дефекты поверхности:

ОАО «Сызранский нефтеперерабатывающий окисление;

обезуглероживание;

коробление;

завод» имеет на балансе разнообразное сложное и появляются новые и развиваются старые микро дорогостоящее оборудование отечественного и трещины. Заключительные операции при этом зарубежного производства. На предприятии экс- являются трудоемкими и требуют применения плуатируется около 850 технологических насосов и специальных сложных и дорогостоящих оборудо 100 компрессоров. Наиболее нагруженными дета- вания и инструмента. Припуск под финишную лями технологического оборудования являются обработку, например шлифованием, составляет валы, штоки и втулки разных габаритных разме- как минимум 0,5-0,7 мм. В результате шлифования ров и конструкций. Обновление насосно-компрес- теряется металл, изнашивается инструмент, с сорного парка и закупка нового оборудования тре- поверхности удаляется наиболее твердая часть буют больших капитальных вложений, что повы- металла. По техническим требованиям на изготов шает себестоимость выпускаемой продукции. ление валов насоса HGUR твердость вала под под В настоящее время на Сызранском НПЗ для шипники качения и рабочие колеса должна состав замены и ремонта изношенных валов, штоков и лять 48-52 HRC.

втулок используются детали, изготовленные в Учеными ФГОУ ВПО МГАУ и специалистами ремонтном производстве. Детали подвергают тер- ОАО «Сызранский нефтеперерабатывающий мообработке, при необходимости выполняют завод» в условиях ремонтного производства внед газотермическое напыление или газоплазменную рена инновационная технология изготовления и наплавку. Газотермическое напыление применяет- восстановления ответственных деталей насосно ся для повышения износо- и коррозионной стой- компрессорного оборудования отечественного и кости поверхностей деталей. Это в основном уча- зарубежного производства с применением элек стки под резиновыми уплотнительными кольца- тромеханической обработки (ЭМО).

ми, а также втулки защитного уплотнения насосов, опорные, межколесные и торцевые втулки валов. В Основные направления применения способа качестве наносимого материала используются 1. Электромеханическая поверхностная закалка порошки, проволока. (ЭМПЗ).

Крупногабаритные валы насосов HGUR, НПС, 2. Отделочно-упрочняющая электромеханиче НСД в ремонтном производстве не изготавли- ская обработка (ОУЭМО).

ваются, а только восстанавливаются, поскольку 3. Упрочняющее электромеханическое восста нет возможности проводить термическую обра- новление (УЭМВ).

ботку заготовок из-за больших габаритных разме- 4. Подготовка поверхности под напыление ров. При объемной закалке и последующем отпус- порошковых материалов.

44 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗОКОНДЕНСАТА Электромеханическая поверхностная закалка Отделочно-упрочняющая электромеханическая ЭМПЗ (рис. 1) применяется вместо объемной обработка закалки в печах, закалки токами высокой частоты ОУЭМО основана на соединении в единой техно (ТВЧ), цементации и нитроцементации. Закалке логической схеме эффекта поверхностного пласти подвергаются малоуглеродистые (сталь 20, твер- ческого деформирования и поверхностной закалки дость 42 HRC, глубина 0,02-0,8 мм), среднеуглеро- (сталь 45, твердость до 64 HRC, глубина 0,02-0,3 мм) дистые (сталь 45, 40Х, твердость 54-62 HRC, глуби- с получением специфичной структуры и текстуры на 0,02-2 мм), инструментальные (У7-У13А, ХВГ, волокон металла, микрогеометрии (параметр шеро 9ХС, твердость до 68 HRC, глубина 0,02-2 мм) ховатости Rа составляет 1,25-0,63 мкм) с высокими стали и чугунные детали (твердость до 75 HRC, физико-механическими свойствами исполнитель глубина 0,02-1 мм). ных участков деталей.

ОУЭМО используется как заключительная обра ботка поверхностей и позволяет за один ход инстру 1 мента получить градиентный слой высокой твердо 2 3 4 5 6 сти и оптимальной шероховатости, заменяя при этом две операции: закалку и шлифование. Не менее актуально это направление при обработке посадоч ных мест валов (в том числе коленчатых) под под УЭМО шипники качения и скольжения.

V ОУЭМО подвергаются гладкие цилиндрические и плоские поверхности, резьбы, отверстия, галтели (рис. 3).

S Рис. 1. Принципиальная схема ЭМПЗ гладких цилиндри ческих поверхностей:

1 – трехкулачковый самоцентрирующий патрон;

2 – образец;

3 – ролик токоподводящий;

4 – обработанная поверхность;

5 – патрон вращающийся;

6 – кабели токоподводящие;

7 – установка ЭМО;

8 – инструментальный ролик;

9 – дер жавка телескопическая;

10 – ходовой винт станка ЭМПЗ подразделяется на способы, требующие последующей механической обработки (гладкие поверхности), и способы, при которых поверх ностная закалка является окончательной обработ кой (резьба, шпоночные пазы, зубчатые колеса, плоскости, отверстия) (рис. 2).

Рис. 3. Направления применения ОУЭМО Упрочняющее электромеханическое восстановление УЭМВ подразделяется на восстановление за счет термопластического перераспределения материала детали (резьбы, посадочные места валов под под шипники качения и ролики прокатных станов) и за счет использования дополнительного материала (фазовое превращение в поверхностном слое сталь ной детали (закалка);

фазовое превращение в поверхностном слое стальной детали и перенос ком Рис. 2. Направления применения ЭМПЗ понентов инструментального материала на деталь).

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗОКОНДЕНСАТА Рис. 4. Форма поверхности (а) и фрагмент газопламен ного напыления порошкового материала на наружную Рис. 5. Установка электромеханической обработки поверхность детали (б) «Касатка» (а) и двухроликовое приспособление (б) Подготовка поверхности под напыление изводительность закалки, так как каждый из порошковых материалов инструментальных роликов обрабатывает строго Метод применяется в ремонтном производстве определенный участок поверхности детали.

предприятий при изготовлении и восстановлении В центробежных насосах, имеющих несколько поверхностей деталей (рис. 4). Прочность сцепле- рабочих колес (крупногабаритные насосы типа ния основного и напыляемого материалов уве- HGUR, НПС, НСД), используется втулка опорная.

личивается за счет специфичной формы замковой В моменты перегрузок, во время пуска или поверхности валов и межмолекулярного взаимо- отключения насоса вал прогибается. Опорная действия материалов. втулка служит для того, чтобы сохранялся мини Для выполнения операций ЭМО разработана и мальный рабочий зазор в лабиринтных уплотне изготовлена установка «Касатка» (рис. 5, а), кото- ниях рабочих колес. Деталь устанавливается в рая смонтирована на токарно-винторезном станке середине вала и в нормальных условиях работает с 1М63 механического участка ремонтного цеха. зазором по корпусу 0,5 мм. На вал устанавливают Электромеханическая поверхностная закалка ся торцевые и межколесные втулки. В процессе наружных гладких цилиндрических поверхностей эксплуатации в зазор попадают твердые включе выполняется двухроликовым приспособлением ния. В сочетании с перегрузками и вибрацией это (рис. 5, б). В разработанном приспособлении приводит к заклиниванию (закусыванию) втулки, используются два инструментальных ролика, что вызывает проворачивание вала и повреждение которые одновременно являются и токоподводя- лабиринтных уплотнений, рабочих колес и корпуса щими. Применение духроликового приспособле- насоса. Указанные явления – следствие недостаточ ния при ЭМО позволяет в 2 раза повысить про- ной твердости поверхности втулки.

46 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗОКОНДЕНСАТА В условиях ремонтного производства ОАО «Сыз- Выводы ранский нефтеперерабатывающий завод» электро- 1. Анализ условий эксплуатации, схем нагруже механической обработке подвергаются: ния и характерных дефектов поверхностей дета – посадочные места валов под подшипники качения;

лей технологического оборудования нефтеперера – посадочные места валов под рабочие колеса и батывающих предприятий свидетельствует об полумуфты;

отсутствии эффективных способов повышения – опорные, межколесные, торцовые втулки насо- долговечности исполнительных поверхностей при сов HGUR, НПС, НСД. их изготовлении и восстановлении.

Суммарный годовой экономический эффект от 2. Теоретические и экспериментальные исследо внедрения технологии электромеханической обра- вания в области электромеханической обработки ботки валов и втулок насосов HGUR, НПС, НСД позволили использовать способы закалки, отде составляет более 1 млн. руб. при сроке окупаемо- лочно-упрочняющей обработки и упрочняющего сти капитальных вложений менее 6 мес. восстановления поверхностей деталей насосно компрессорного оборудования при изготовлении Преимущества технологии ЭМО и ремонте широкой номенклатуры деталей.

1. Повышение износостойкости в 3-12 раз. 3. Эксплуатационные испытания деталей, под 2. Увеличение твердости поверхностей до 68 НRC вергнутых ЭМО, показали высокую эффектив (стали ХВГ, У10-13А). ность способов при низкой себестоимости выпол 3. Закалка малоуглеродистых сталей до 42 НRC няемых работ.

(сталь 20).

4. Замена цементации (нитроцементации) поверхностной закалкой.

5. Повышение предела выносливости на 30-80 %. Список литературы 6. Отсутствие окисления и обезуглероживания поверхностного слоя. 1. Федоров С.К., Федорова Л.В. Опыт работы научно-производ 7. Отсутствие коробления деталей. ственной лаборатории электромеханической обработки дета лей им. Б.М.Аскинази // Сб. материалов 7-й международной 8. Снижение себестоимости изготовления дета практической конференции-выставки. – СПб.: Изд-во поли лей в 2-4 раза.

техн. университета, 2005. – С. 452 – 457.

9. Экологическая чистота и электробезопасность 2. Федорова Л.В. Федоров С.К. Расширение технологических воз процессов. можностей токарно-винторезного станка // Техника и оборудо 10. Технологическая простота способов обработки. вание для села. – 2005. – № 12. – С. 22–24.

11. Возможность встраивания в технологические 3. Отделочно-упрочняющая электромеханическая обработка процессы обработки. резьбы насосно-компрессорных труб / Л.В. Федорова, С.К. Федоров, Ю.Н. Курамшин, М.А. Артемьев // Бурение и 12. Высокое качество изготовления деталей в нефть. – 2006. – №1. – С.10 – 12.

единичном, мелкосерийном и ремонтном про 4. Клюев Ф.К., Сараев В.Т., Федоров С.К. Технологии для упроч изводстве.

нения деталей насосно-компрессорного оборудования// 13. Восстановление изношенных деталей с одно Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть». – 2007. – временной закалкой поверхностного слоя. №3. – С. 36 – 38.

НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Рефераты № 4/2010 г.

Внутрискважинная перекачка пластовых Intrawell formation fluid pumping for вод с целью ППД в ОАО «Самаранефтегаз» reservoir pressure maintenance at Sama А.А. Ардалин, Е.Г. Головачева raneftegas OGSC (ОАО «СамараНИПИнефть») А.А. Ardalin, Е.G. Golovacheva (SamaraNIPIneft LLC) Рассмотрены существующие методы внутрискважин- The existing procedures of intra-well fluid pumping, equip ной перекачки;

компоновки, применяемые в ОАО ment arrangement used at ОАО «Samaraneftegas» and the «Самаранефтегаз»;

факторы, определяющие эффектив- factors that determine the effectiveness of intra-well fluid ность внутрискважинной перекачки. Представлены pumping are considered. The practical application results of результаты применения внутрискважинной перекачки fluid pumping at Samaraneftegas OJSC is presented.

в ОАО «Самаранефтегаз».

Key words: reservoir pressure maintenance, Ключевые слова: поддержание пластового дав intrawell pumping, a well.

ления (ППД), внутрискважинная перекачка, скважина.

Баженовская свита. Общий обзор, нере Bazhenov Formation. Overview, problems I.S. Afanasjev, E.V. Gavrilova, E.M. Birun шенные проблемы И.С. Афанасьев, Е.В. Гаврилова, Е.М. Бирун (Rosneft Oil Company OJSC), G.A. Kalmykov, (ОАО «НК «Роснефть»), Г.А. Калмыков, Н.С. Балушкина N.S. Balushkina (Lomonosov Moscow State University) (МГУ им. М.В. Ломоносова) The Bazhenov Formation is recognized as a new unconven Баженовская свита признана новым, нетрадиционным tional oil and gas reservoir. The paper provides an overview of типом залежей нефти и газа. Приведен краткий обзор reservoir studies and highlights the issues that must be изученности отложений и обозначены вопросы, на кото- resolved for the successful development of the Bazhenov For рые необходимо ответить для успешной разработки mation.

отложений баженовской свиты.

Ключевые слова: битуминозные аргиллиты, Key words: bituminous mudstones, organic mat органическое вещество, карбонатные породы, ter, carbonate rocks, hydraulic fracturing, frac гидроразрыв пласта, трещиноватость. ture network.

Внедрение новых информационных техно Implementation of novel information tech логий в процессе строительства и рекон nologies in well construction in Rosneft Oil струкции скважин ОАО «НК «Роснефть» Company В.Н. Гнибидин, К.А. Шиповский, Б.Р. Шагалеев, V.N. Gnibidin, K.A. Shipovskiy;

B.R. Shagaleev;

М.А. Черников (ООО «СамараНИПИнефть») M.A. Chernikov (SamaraNIPIneft LLC) Представлена информация о системе удаленного сопро- The paper provides material on the information system “Con вождения процессов бурения на основе информацион- trol and management of well construction” based on remote ной системы «Контроль и управление строительством access to the information from drilling rig, which is currently скважин», внедряемой в компании ОАО «НК «Роснефть». being implemented in Rosneft Oil Company. Modes of system Описаны режимы функционирования системы, структу- operation, the structure of communication at the various ра передачи информации с буровой на различные уровни management levels, and the results of system pilot testing on управления и результаты опытно-промышленных испы- the wells of Samaraneftegas OJSC are described.

таний в скважинах ОАО «Самаранефтегаз».

Ключевые слова: проектноинжиниринговый Key words: design and engineering center, infor центр, информационная система, реальновре mation system, realtime and batch data.

менные и пакетные данные.

Анализ эксплуатации, преимуществ и The analysis of operation, advantages and выбор оптимальной модели силового choice of optimum model of the power top верхнего привода для бурения скважин drive for drilling of chinks by depth to глубиной до 4000 м на месторождениях 4000 m on deposits of Western Siberia Западной Сибири М.А. Ларин, И. В. Бочкарев (Нефтеюганский филиал M.A. Larin, I.V. Bochkarev (Nefteyugansk Branch ООО «РН-Бурение») of RNt-Burenie LLC) Приведены сравнение эксплуатационных характеристик, A comparison of exploitation characteristics, advantages and преимуществ и недостатков наиболее распространенных lacks of the most widespread systems, economic calculation and систем, экономический расчет и обоснование выбора СВП. a substantiation of choice the power top drive are given. The 48 НАУЧНОТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Выполнен обзор систем СВП, представленных на review of the world market of existing systems the power top рынке. Выбрана наиболее оптимальная модель СВП для drives has been spent. The optimal model the power top drive for бурения на месторождениях Западной Сибири. Обосно- drilling on deposits of Western Siberia has been chosen. Eco вана экономическая эффективность использования nomic efficiency from use the power top drive Varco TDS-9SA in СВП Varco TDS-9SA по сравнению с конкурентами. comparison with competitors has been calculated and proved.

Ключевые слова: верхний привод, бурение с Key words: power top drive, power top drive помощью системы верхнего привода. usage for drilling Повышение эффективности освоения Efficiency enhancement of oilfield develop месторождения путем формирования ment using technical and economic assess техникоэкономического рейтинга буре ment of drilling order for Gorshkovskaya ния на примере Горшковской площади area of Priobskoye oilfield Приобского месторождения А.Ф. Можчиль, А.Р. Атнагулов, Р.Р. Исмагилов A.F. Mozhchil, A.R. Atnagulov, R.R. Ismagilov (ООО «РН-УфаНИПИнефть») (RN-UfaNIPIneft LLC) Показано, что существующие методы экономической The technical and economic estimation of capital expenditures’ оценки, в которых используются удельные нормы на efficiency is the basic stage of planning strategy of oilfields обустройство, допускают некоторую погрешность при drilling-out. That estimation is needed for correct selection of определении эффективности бурения конкретных the development version with greatest profit. The current meth кустов. С целью повышения достоверности расчетов ods of assessment use specific norms for evaluation of surface предлагается применять методы, основанные на ком- facilities’ cost and could contain an inaccuracy for specific well плексной оценке группы кустов с учетом конкретных clusters. With the purpose of increase of reliability of calculations затрат на их обустройство и строительство общих объ- it is offered to apply the methods based on a complex estimation ектов нефтегазосбора, системы поддержания пластово- of group of well clusters subject to certain expenses for their го давления и электроснабжения. arrangement and surface facilities as a whole.

Ключевые слова: рейтинг бурения, эффектив Key words: drilling rating, effective field develop ное освоение месторождения, оптимизация ment, capital cost optimization.

капитальных вложений.

Насосное оборудование для эксплуата Pumping equipment for operation of newly ции скважин, впервые вводимых после drilled wells to be commissioned in abnormal бурения, в осложненных условиях conditions С.Н. Петренко (ООО «НК «Роснефть»- НТЦ»), S.N. Petrenko (NK Rosneft-Research & Technical Centre, LLC), А.Р. Гарифуллин, А.З. Абужаков A.R. Garifullin, A.Z. Abuzhakov (OOO «РН-Юганскнефтегаз») (RN-Yuganskneftegaz, LLC) Выполнен анализ работы подземного оборудования The article provides the analysis of subsurface equipment действующего фонда скважин, вводимых после буре- operation in respect of producing-well stock to be commis ния в ООО «РН-Юганскнефтегаз». Рассмотрены фак- sioned after drilling in RN-Yuganskneftegaz LLC. Factors hav торы, влияющие на ухудшение стабильной работы ing an impact on operation impairment of electric sub установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). mersible pumps are discussed. A problem is formulated with Сформулирована задача по изготовлению оборудова- regard to manufacturing equipment for complicated well ния для осложненного фонда скважин. Приведены stock. Bench test results are given for innovative equipment результаты стендовых испытаний инновационного manufactured by application of Metal Injection Molding оборудования, изготовленного с применением МИМ (MIM) technology performed in Gubkin Russian State Uni технологии. Рассмотрены преимущества и недостатки versity of Oil and Gas. Positive and negative aspects of gas sep применения в составе УЭЦН газосепаратора. Обозна- arator application with ESP units are discussed. The desired чен желаемый вектор развития погружного насосного development trend for submersible pumps and pumping оборудования. equipment was indicated.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 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.