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 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

«I Содержание НОВОСТИ ОТРАСЛИ Газовая промышленность (Москва), 13.03.2014 1 ...»

-- [ Страница 4 ] --

Преимущества этого метода при строительстве - высокая экологическая и эксплуатационная надежность построенного объекта, сокращение сроков строительства при отсутствии сезонной климатической зависимости, возможность прокладки трубопроводов практически любых диаметров, минимальные трудозатраты по сравнению с методом продавливания, возможность полностью избежать открытых земляных работ.

Недостатками метода являются более высокая стоимость производства работ по сравнению с другими методами бестраншейной прокладки, более дорогостоящее и громоздкое оборудование.

Все описанные методы бестраншейной прокладки трубопроводов с каждым годом все чаще применяются при строительстве в газовой отрасли и постоянно совершенствуются, что позволяет значительно облегчать труд строителей и при этом не нарушать экосистему.

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ И ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ РАБОТЫ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ОБЩЕСТВА Дата публикации: 13.03. Автор: К. С. Ахмедов (ОАО «СевКавНИПИгаз», РФ, Ставрополь), E-mail: kurban2000@mail.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 66, 67, 68, Выпуск: 3 УДК 658.012.011. Задачи оптимального проектирования, планирования и управления актуальны на всех этапах жизненного цикла месторождения. В статье представлена методология создания таких систем.

Задачу оптимального планирования работы газодобывающего общества (ГДО) необходимо решать, рассматривая технологический комплекс как единую систему взаимосвязанных и взаимозависимых элементов технологической цепи от скважины до магистрального газопровода. Автором предложено методическое, математическое и программное обеспечение для создания информационной системы планирования и управления фондом скважин. Приведено описание методики оптимального планирования добычи по месторождениям ГДО и методологии планирования геолого-технических мероприятий (ПМ) на фонде скважин месторождения, выбора скважин-претендентов для проведения ПМ и определения вида ПМ, расчета прогнозного дебита и оценки эффективности проведения ПМ. Математические модели и алгоритмы планирования ПМ реализованы в информационной системе и прошли апробацию в условиях ООО «Газпром добыча Астрахань».

Ключевые слова: пласт, скважина, шлейф, коллектор, газосборная сеть, газодобывающее общество, геолого-технические мероприятия, оптимальное планирование, экономическая эффективность, математическая модель, программное обеспечение.

Современные предприятия газодобывающей отрасли характеризуются значительными масштабами производства, объемами добычи углеводородов и являются элементами сложной системы, обеспечивающей добычу и транспортировку газа на внутренний и внешний рынки.

Составной частью технологического комплекса ГДО является множество взаимосвязанных и взаимозависимых элементов. Основными элементами сложной технологической системы ГДО являются пласт, скважина, куст, коллектор куста, коллектор запорно-пусковой арматуры (ЗПА), дожимная компрессорная станция (ДКС), установка комплексной подготовки газа (УКПГ), межпромысловый коллектор (МПК), главная компрессорная станция (ГКС), магистральный газопровод (МГ) (рис. 1). Чем детальнее разложена сложная система на составляющие, тем больше размерность матрицы ограничений, ее специфичность и структура. В соответствии с теорией анализа сложных систем степень детализации должна обеспечить учет необходимого и достаточного числа переменных, уравнений и неравенств, позволяющих получить адекватное решение поставленной задачи [1-3]. Соответственно, при решении задачи оптимального планирования работы технологического комплекса ГДО в качестве элементов рассматриваются следующие 15 основных составляющих: пласт, месторождения, скважины, шлейфы от скважин до кустов, коллекторы кустов скважин, коллекторы запорно-пусковой арматуры (ЗПА), шлейф от коллектора куста до коллектора ЗПА, шлейф от коллектора ЗПА до ДКС, ДКС, шлейф от ДКС до УКПГ, УКПГ, шлейф от УКПГ до МПК, газопровод от МПК до ГКС, ГКС, МГ.

Число больших и малых месторождений, разрабатываемых ГДО, составляет от 2 до 50 и более. В зависимости от масштабов и мощности месторождения число скважин может изменяться от нескольких десятков до нескольких сотен. Соответственно, количественный состав остальных элементов технологического комплекса зависит от числа эксплуатационных скважин месторождения. В результате для решения задачи оптимального планирования работы технологического комплекса может быть получена матрица условий большой размерности.

ОПТИМАЛЬНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ ДОБЫЧИ ГАЗА ПО ГДО В соответствии со Стратегией информатизации в ОАО «Газпром» создаются единое информационное пространство, базы и банки данных, информационные системы верхнего уровня управления предприятиями. Основное назначение информационных систем верхнего уровня обеспечение сбора, обработки, анализа и хранения исходной геолого-геофизической и промысловой информации для обеспечения материально-технической и финансово-экономической отчетности дочерних обществ.

Кроме того, разрабатываются и внедряются унифицированные автоматизированные и автоматические системы управления технологическими процессами для производственных предприятий нижнего уровня. При этом широкий пласт задач, относящихся к задачам АСУП (оптимальное планирование работы технологического комплекса, планирование и контроль выполнения программы ГТМ), остается нерешенным.

Задачу оптимального планирования объемов добычи газа по газодобывающему предприятию, эксплуатирующему несколько месторождений, необходимо решать с учетом возможных отклонений от плана, вызванных возмущающими факторами.

К возмущающим факторам, приводящим в процессе работы к отклонениям от плановых показателей ГДО, относятся:

резкое сокращение или увеличение объемов добычи по месторождениям в связи с геополитическими изменениями;

резкое сокращение или увеличение добычи в связи с климатическими условиями;

ежегодные сезонные колебания объемов добычи, приводящие к сокращению потребления газа в летний период и к увеличению - в зимний;

плановые остановки газового промысла, скважин для проведения ГТМ, ремонтных работ, реконструкции и др.

При рассмотрении технологического комплекса ГДО как единой системы для решения задач оптимального планирования добычи и оперативной корректировки плановых показателей в случае возникновения описанных выше ситуаций была разработана математическая модель, учитывающая реальную взаимосвязь и взаимозависимость элементов системы «пласт - скважина - газосборная сеть - магистральный газопровод» [4].

Уравнения и неравенства составляющих систему ограничений математической модели учитывают, что каждый из 15 элементов приведенной на рис. 1 системы имеет свои рабочие параметры и интервалы варьирования, в пределах которых допустимы изменения рабочих параметров для возможности регулирования и настройки технологической системы в целом.

При изменении исходных данных (плановых показателей) ситуация оценивается как «необходимость проведения расчетов» (рис. 2). Соответственно, математическая модель позволяет оперативно определять оптимальный план добычи газа по месторождениям ГДО, «предельно» не допускающий остановку скважин, газового промысла, максимально используя интервалы варьирования рабочих параметров элементов системы. Если изменением интервалов не компенсируется необходимое сокращение или увеличение объемов добычи, то следующим «рубежом» может стать корректировка планов проведения ГТМ на фонде скважин месторождения.

ПЛАНИРОВАНИЕ ГТМ НА ФОНДЕ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ В составе ОАО «Газпром» функционируют семь крупных ГДО. Система планирования, контроля и управления финансированием хозяйственной деятельностью дочерних обществ, в том числе и ГТМ, проводимых на фонде скважин, на сегодняшний день является достаточно сложной. Проведение ГТМ является необходимым условием стабильной работы фонда скважин и обеспечения эксплуатации месторождения в соответствии с проектом разработки. Программа ГТМ проходит согласование и утверждение в департаментах ОАО «Газпром». В соответствии с утвержденной программой определяется объем финансирования для ГДО. Как отмечалось выше, отсутствие единых правил по формированию программы ГТМ приводит к значительным проблемам по обоснованию финансовых лимитов для нее.

В настоящее время в системе планирования и управления ОАО «Газпром» создана методическая и нормативно-правовая база, обеспечивающая единый подход и требования к ГДО при формировании программы ГТМ. Разработанные рекомендации и стандарты определяют правила выбора скважин-претендентов для проведения ГТМ, вида ГТМ, оценки эффективности выбранного вида и обоснования финансовых лимитов на выполнение программы ГТМ в целом. Согласованные и утвержденные программы ГТМ дочерних обществ будут составной частью общей программы ГТМ ОАО «Газпром». Это позволит функциональным департаментам оперативно управлять и контролировать выполнение программы ГТМ ГДО.

Вопросы планирования добычи и проведения ГТМ решаются исходя из сложившейся практики и финансовых лимитов, выделенных Газпромом для каждого ГДО. Возможных вариантов обеспечения выполнения плановых показателей - огромное количество. Из множества вариантов всегда возможно выбрать оптимальный по одному или нескольким критериям [5].

На основе комплекса отраслевых рекомендаций и стандартов разработана единая для всех ГДО методика планирования геолого-технических мероприятий на фонде скважин месторождений [5].

Данная методика планирования разработана с учетом опыта и рекомендаций всех семи газодобывающих обществ ОАО «Газпром».

ВЫБОР СКВАЖИН-ПРЕТЕНДЕНТОВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГТМ Как отмечалось выше, одной из сложных и часто возникающих ситуаций, приводящих, в том числе, к отклонениям от плановых показателей по добыче газа по месторождению, является плановое и внеплановое проведение ГТМ на фонде скважин. Разработанная математическая модель [4-10] позволяет оперативно, путем изменения соответствующих исходных данных, получить оптимальный план работы фонда эксплуатационных скважин месторождения в соответствии с изменившейся ситуацией.

Планирование ГТМ на фонде скважин месторождения требует, в свою очередь, решения нескольких не менее сложных задач. Одна из таких задач - выбор скважин-претендентов для проведения ГТМ. В первую очередь в программу ГТМ включают скважины, требующие ремонта по техническому состоянию и по предписанию надзорных органов. Сложность задачи заключается в необходимости газодобывающему обществу в пределах выделенных финансовых лимитов, с учетом технического состояния скважин и требований проекта разработки месторождения провести необходимые ремонтно-восстановительные работы на фонде скважин и при этом обеспечить выполнение плановых показателей по объему добычи. Для решения этой задачи разработана методика ранжирования скважин по техническому и геолого-промысловому состоянию системы «пласт призабойная зона пласта - забой скважины» [7-10]. В разработанной методике ранжирование проводится по следующим параметрам: извлекаемости остаточных запасов газа, технологическим характеристикам эксплуатационных скважин, равномерности разработки объекта, коэффициенту интенсивности ремонтно-восстановительных работ.

ВЫБОР ВИДА ГТМ И РАСЧЕТ ПРОГНОЗНОГО ДЕБИТА На скважине, которую включают в программу ГТМ, не всегда имеется возможность определить единственно возможный вид ГТМ. Выбор из возможных видов ГТМ зависит от прогнозного дебита, межремонтного периода после проведения каждого вида ГТМ, а также их экономической и технологической эффективности. Методика расчета прогнозного дебита достаточно подробно изложена в работах [8-12].

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГТМ Проблема обеспечения рентабельности проводимых ГТМ на фонде скважин месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, является актуальной. В программу ГТМ необходимо включать только те скважины, на которых проведение ГТМ рентабельно. Существуют различные подходы и методики расчета экономической эффективности проведения ГТМ. При разработке методики расчета экономической эффективности [12,13] был изучен и обобщен опыт всех газодобывающих обществ ОАО «Газпром». Геолого-технические мероприятия, проводимые на скважинах, рассматриваются как инвестиционный проект. Оценка эффективности ГТМ выполняется с использованием методики дисконтирования денежных потоков. В качестве критериев оценки рассматриваются: PV -поток денежной наличности, NPV- чистый дисконтированный доход, IRR - индекс доходности, РР - срок окупаемости, DPP -дисконтированный срок окупаемости.

Разработанная методика является основой и составной частью при выборе скважины-претендента для включения в программу ГТМ и выборе экономически и технологически эффективного вида ГТМ.

ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ Трудоемкостью проведения реальных расчетов по описанным методикам обусловлена необходимость разработки информационной системы, реализующей разработанные математические модели и методики расчета. В качестве СУБД используется Oracle. За основу принята модель данных нефтегазовой отрасли POSC Epicentre 3.0 Информационное обеспечение включает следующие условно-постоянные тематические разделы банка данных:

нормативную информацию, необходимую для управления объектами управления;

общекорпоративные классификаторы, справочники объектов и их характеристики;

первичную информацию о всех ремонтно-восстановительных работах, проведенных на каждой скважине;

геологические объекты и объекты разработки;

обобщенные параметры геологических объектов и объектов разработки;

конструкции скважины;

координаты и траектории стволов скважин;

назначение и состояние скважин;

данные о движении фонда скважин;

оборудование скважин;

перфорация скважин и изоляция пластов;

группы скважин;

суточные и месячные параметры работы скважин, параметры технологических режимов скважин.

Оперативной входной информацией являются сведения, представленные существующей системой документооборота ГДО (планы, наряд-задания, сметы, акты, протоколы, схемы, меры, карточки, паспорта, предписания и др.).

Выходными документами являются установленные в обществе формы отчетности, справки, формы корпоративной статистической отчетности по капитальным ремонтам (43-газ) и фонду скважин (23-газ), справки по мониторингу выполнения геолого-технических мероприятий, планы-графики и др. По запросам к базе данных могут быть получены любые сведения по следующим объектам банка данных: месторождение, пласт, залежь, объекты разработки, УКПГ, куст скважин, скважина, ствол скважины, заканчивание скважин, трубные элементы скважинного оборудования, устройства в стволе скважины, объемное пространство в стволе скважины, оборудование устья скважины, опорные точки в скважине, материалы, мероприятия, исследования и др.

Газодобывающие общества имеют свою историю развития и внедрения информационных систем управления производством и технологическими процессами. В настоящее время в ГДО помимо общекорпоративных функционируют свои локальные базы и банки данных.

Структура и состав разработанного информационного обеспечения позволяют настроить систему под существующие информационные пространства ГДО, расширяя спектр решаемых производственных задач.

ФУНКЦИОНАЛ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ При разработке функционала информационной системы учитывались современные тенденции и опыт ведущих зарубежных компаний по созданию систем управления разработкой месторождений.

Разработанная в [4-7, 9, 13] информационная система состоит из следующих подсистем:

планирования и управления ГТМ;

анализа и контроля выполнения программы ГТМ;

формирования планов-графиков проведения ГТМ и отчетности;

интеграции с существующей информационной средой предприятия;

хранения и накопления данных;

обновления программного обеспечения;

информационной безопасности.

Информационная система построена по модульному принципу, позволяющему новые функции системы автоматически встраивать в интерфейс пользователя. Все описанные выше математические модели и методики реализованы в виде отдельных, встраиваемых в общий интерфейс модулей.

Такой принцип построения информационной системы позволяет реализовать бизнес-процесс конкретного предприятия, его уникальных финансовых и управленческих схем, сложившихся годами.

Информационная система в полном объеме успешно апробирована в реальных производственных условиях ООО «Газпром добыча Астрахань». Для проведения апробации система была установлена на серверах и более 70 рабочих станциях специалистов разных уровней управления в ГПУ и функциональных отделах верхнего эшелона управления. В процессе апробации были учтены все замечания и предложения специалистов ООО «Газпром добыча Астрахань», которые существенно улучшили информационную систему.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Первозванский АЛ. Математические модели в управлении производством. - М.: Наука, 1975. - с.

2. Лэсдон Л. С. Оптимизация больших систем. - М.: Наука, 1975. - 431 с.

3. Квейд Э. Анализ сложных систем. - М.: Советское радио, 1969. - 519 с.

4. Ахмедов К.С. Комплексное решение задачи оптимального планирования добычи газа // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2014. - N 2. - С. 37-39.

5. Ахмедов К.С., Аршинова Н.М., Семеняк А.А. Методика планирования геолого-технических мероприятий на фонде скважин газовых месторождений // Нефтепромысловое дело. - 2014. - N 2. С. 18-23.

6. Филлипов А.Г, Ахмедов К. С., Пономаренко Д.В., Комаров А.Ю., Тинакин О.В., Васильев В.Г., Аршинова Н.М., Семеняк А.А. Апробация информационной системы управления геолого-техническими мероприятиями на скважинах // Газовая промышленность. -2013. - N 7. - С.

50-53.

7. Гасумов Р.А., Толпаев В.А., Ахмедов К.С., Артеменков В. Ю. Методологический подход к разработке программ проведения КРС и ГТМ на фонде эксплуатационных скважин // Газовая промышленность. -2013. - N 11. - С. 31-33.

8. Гасумов Р.А., Ахмедов К.С., Толпаев В.А., Филиппов А.Г. Математические модели в управлении геолого-техническими мероприятиями в газодобывающей отрасли. - М.: Газпром экспо, 2012. -128 с.

9. Толпаев В.А., Ахмедов К.С., Колесников А.В. Подготовка данных для разработки планов проведения ремонтно-восстановительных работ на газодобывающих скважинах // Газовая промышленность. - 2011. -N 3. - С. 74-77.

10. Гасумов Р.А., Толпаев В.А., Ахмедов К.С., Виниченко И.А. Среднесрочный прогноз дебитов добывающих скважин в среде MS EXEL // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2012. - N 7. - С. 32-36.

11. Ахмедов К.С., Толпаев В.А., Жданова А.А. Методология оценки экономической эффективности геолого-технических мероприятий // Газовая промышленность. - 2013. - N 7. - С. 15-16.

12. Ахмедов К.С., Аршинова Н.М., Семеняк А.А. Методика оценки экономической эффективности планируемых геолого-технических мероприятий на фонде скважин газовых месторождений // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2014. - N 2. - С. 18-21.

13. Толпаев В.А., Ахмедов К.С., Гоголева С.В. Эмпирическое уравнение притока газа к скважине и его практическое применение // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -2012.-N 12.-С. 35-41.

14. Ахмедов К.С., Аршинова Н.М., Семеняк А.А. Информационная система планирования и оценки эффективности ГТМ на фонде скважин ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. - 2012. - N 7. С. 51-55.

САРАТОВНЕФТЕГАЗ ВНЕДРЯЕТ НЕСТАНДАРТНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск: 3 ОАО «Саратовнефтегаз», дочернее добывающее предприятие ОАО НК «РуссНефть», планомерно решает проблемы повышения нефтеотдачи на высокообводненных месторождениях. В рамках этой деятельности на скв. 13 Языковского месторождения специалисты ОАО «Саратовнефтегаз» впервые в практике эксплуатации скважин с аналогичными характеристиками совместили работу пакера и невставного штангового глубинного насоса НН-57, изолировав таким образом обводненный горизонт. В результате эксперимента, целью которого являлось более эффективное использование фонда скважин при ощутимом приросте добычи нефти, на скважине получена среднесуточная добыча в объеме 6,5 т нефти. На сегодняшний день оригинальная установка запущена и находится в процессе режимной эксплуатации. Данная схема применена в рамках реализации программы геолого-технических мероприятий ОАО «Саратовнефтегаз», ключевым элементом стратегии которого является продление продуктивного периода эксплуатации зрелых месторождений путем применения различных методов повышения нефтеотдачи и вовлечения в разработку малодренируемых запасов нефти.

По информации ОАО «Саратовнефтегаз»

СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ ОБНОВЛЕНИЙ НА ТЕРМИНАЛЫ ИСТС «ИНФОТЕХ»

Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 71, 72, 73, Выпуск: 3 УДК681.518. В.А. Плесняев, А.Н. Брайко, А.И. Бардаш, М.Н. Грамин, Н.Г. Торовец (ОАО «Оргэнергогаз», РФ, Москва) E-mail: s.chencov@oeg.gazprom.ru Информационная система технического состояния (ИСТС) «Инфотех» - это автоматизированная информационная система, предназначенная для сбора и обработки паспортной и технологической информации об объектах и оборудовании Единой системы газоснабжения ДОГ]. Данная система определена для использования в администрации ОАО «Газпром» и его дочерних газодобывающих и газотранспортных обществах. Для поддержания работоспособности динамично развивающейся и обновляющейся распределенной информационной системы, такой как ИСТС «Инфотех», очень важно, чтобы обновления ее терминалов проводились своевременно и в сжатые сроки. Вовремя не внедренное (или внедренное с ошибкой) обновление может привести к остановке работы всего терминала. Поэтому актуальной задачей является автоматизация процесса установки обновлений.

Для ее решения была разработана и внедрена Система автоматической установки обновлений.

Ключевые слова: автоматизированная информационная система, Единая система газоснабжения, программный комплекс, центральный сервер, удаленный терминал, модуль установки обновлений.

ИСТС «Инфотех» состоит из центрального сервера, расположенного в Аналитическом центре оценки технического состояния объектов газовой промышленности (АЦГП) ОАО «Оргэнергогаз», и 29 удаленных терминалов (УТ), расположенных в дочерних газодобывающих и газотранспортных обществах ОАО «Газпром». На рис. 1 приведена схема размещения терминалов ИСТС «Инфотех».

Особенность существующей системы -отсутствие прямого канала связи между терминалами и основным сервером, обусловленное географической отдаленностью предприятий и соображениями информационной безопасности. Обмен данными осуществляется посредством внутренней защищенной системы репликации ИСТС «Инфотех», работающей поверх внутрикорпоративного почтового протокола.

В состав программного комплекса ИСТС «Инфотех» на каждом из серверов входит множество сложных приложений различного направления: паспортизация объектов газовой промышленности, картография, внутритрубная диагностика и многие другие.

Данные приложения нуждаются в непрерывном обновлении:

модификации отчетных форм в соответствии с новыми требованиями и законодательством;

внедрении нового функционала в приложения;

постоянной оптимизации существующего кода приложений, обусловленной растущими нагрузками;

исправлении ошибок.

Обновлению подлежат:

объекты базы данных, что подразумевает выполнение SQL-скриптов любого размера и сложности;

файлы web-сервера и сервера карт.

До автоматизации процесса установки обновлений терминалы обновлялись полностью вручную.

Разработчик формировал пакет с файлами для обновления и инструкциями по их установке, отправлял на УТ, затем администраторы на каждом удаленном терминале выполняли эти инструкции и формировали ответный пакет с результатами установки (логами). Работа по рассылке обновлений, анализ присланных логов и контроль процесса установки полностью возлагались на отдел технической поддержки. Проанализировав статистику обрабатываемых обновлений и соответствующих трудозатрат, которая приведена в таблице, можно прийти к выводу, что данная схема установки обладает рядом серьезных недостатков:

огромным количеством рутинной ручной работы по рассылке, установке и обработке результатов обновлений со стороны администраторов и специалистов отдела технической поддержки;

полной зависимостью от администраторов удаленных терминалов;

временем установки обновления на все терминалы, которое занимает от 4 ч до нескольких дней;

влиянием человеческого фактора (ошибки, пропуски и т. д.) и отсутствием контроля очередности установки.

При автоматизации процесса установки обновлений на терминалах были выдвинуты следующие требования к внедряемой системе(1):

функционирование в составе географически распределенной системы с отсутствием прямого сетевого взаимодействия между серверами;

интеграция в утвержденный процесс разработки, согласования и тестирования обновлений;

гибкость;

механизм формирования пакета обновления;

автоматизированная рассылка на удаленные терминалы и прием результатов установки;

установка обновлений системы без вывода из эксплуатации ее экземпляров;

установка зависимостей между обновлениями;

автоматический анализ результатов установки;

выполнение отката установки при возникновении ошибки;

контроль процесса установки обновлений администраторами УТ;

автоматическое оповещение участников обновления о результатах установки;

хранение всех обновлений в архиве;

легирование работы системы;

формирование отчетов.

Специфика обновлений ИСТС «Инфотех» такова, что в рамках обновления даже одного приложения могут обновляться как файлы сервера, так и данные или структура в базе данных (БД).

Поэтому непременным требованием к внедряемой системе являются возможности модификации файловой структуры, а также выполнение SQL-скриптов для СУБД Oracle.

Анализ существующих решений выявил их несоответствие или частичное соответствие заданным требованиям(1). Так, некоторые инструменты позволяют автоматизировать установку обновлений(1,2,3) или же обновлять объекты и структуры БД(4,5) (миграция структуры БД), но ни один из них не позволяет выполнять все эти действия комплексно.

Кроме того, использование стороннего программного обеспечения требует дополнительной работы по интеграции в ИСТС «Инфотех», также возможны проблемы с лицензионными ограничениями.

Главный недостаток таких решений - отсутствие функционала для работы в распределенной среде без прямой связи между терминалами. Поэтому была поставлена задача создания собственной системы, максимально интегрированной в существующую среду разработки и архитектуру ИСТС «Инфотех».

Был разработан следующий алгоритм установки обновлений:

формирование пакета с файлами обновления и сценарием установки на основании заявки от разработчика;

согласование обновления с начальником отдела разработчика, директором АЦГП, начальником отдела сопровождения и назначение ответственного за обновление;

установка и тестирование обновления на тестовых серверах ответственным;

рассылка обновления на удаленные терминалы ответственным;

прием пакета с обновлениями и загрузка информации об обновлении в БД (для отображения в пользовательском интерфейсе) на удаленном терминале в автоматическом режиме;

автоматическое резервное копирование текущих файлов, подлежащих обновлению;

обновление файлов и выполнение SQL-скриптов в автоматическом режиме;

автоматическое определение статуса установки (успешно, с ошибкой, с предупреждением);

автоматическое восстановление модифицированных файлов в случае ошибки установки;

автоматическое формирование пакета с логами установки и отправка его на основной сервер.

В процессе проектирования архитектуры системы было выделено два подхода к разработке модуля установки обновлений на терминалах:

создание «умного» модуля (в этом случае пакет с файлами обновлений отправлялся на терминалы, а модуль уже выполнял всю работу по установке в соответствии с алгоритмами, заданными на этапе разработки);

создание простого модуля, который интерпретировал бы инструкции, полученные с пакетом обновления, и выполнял все необходимые действия.

Для разработки был выбран второй подход, так как он является достаточно гибким и позволяет не «зашивать» алгоритм жестко в приложение на каждом из терминалов, а описывать его в виде сценария установки для каждого обновления (в зависимости от заявленных в нем файлов) на основном сервере. В случае необходимости модифицирования алгоритма установки (будь то маленькая правка либо кардинальное изменение всей логики) будет достаточно изменить на основном сервере шаблон сценария установки, и после этого все вновь заявленные обновления будут устанавливаться по-новому. Таким образом, вся логика сконцентрирована на одном центральном сервере, а от удаленных терминалов требуется только наличие модуля установки и базового функционала по приему обновлений и отправке логов.

Условно функционал Системы автоматической установки обновлений можно разделить на следующие модули:

ядро системы;

модуль установки;

модуль формирования сценариев установки;

модуль обмена данными между терминалами;

Журнал заявок на обновления;

Журнал обновлений терминалов;

Журнал обновлений удаленного терминала.

Схема взаимодействия и модули системы приведены на рис. 2.

Ядро системы предоставляет необходимый базовый функционал для разработки и эксплуатации всех приложений ИСТС «Инфотех», в том числе и модуля установки обновлений.

В составе модуля установки используется программный инструмент с открытым исходным кодом Apache Ant. Он позволяет выполнять последовательность элементарных действий с системой (скопировать файл, создать папку, выполнить SQL-скрипт, упаковать файлы в zip-архив и др., в том числе определять собственные специфичные действия), описанных в специальном виде в формате XML. Из данных конструкций складывается сценарий установки обновления любой сложности, а за счет использования языка разметки XML такой сценарий можно сформировать программно на основании пользовательских данных.

Модуль формирования сценариев установки размещен на основном терминале и формирует конкретный сценарий установки (на основании шаблона сценария и информации о заявленном обновлении), готовый для отправки и исполнения на удаленных терминалах.

Модуль обмена данными между терминалами осуществляет сборку/разборку и транспортировку пакетов с обновлениями (файлы обновления, сценарий установки, информация о заявке и т. д.) и логами установки между терминалами. Для транспортировки используется внутренняя защищенная система репликации ИСТС «Инфотех».

Журнал заявок на обновления предназначен для регистрации обновления в системе (прикрепление и определение способа установки файлов, согласование с руководством, назначение ответственного лица, установка и тестирование на тестовых и основном серверах).

Журнал обновлений терминалов предназначен для рассылки и контроля процесса установки обновлений на удаленных терминалах (просмотр логов, повторная установка, перевод в архив, настройка уведомлений, формирование отчетов, создание новостей).

Журнал обновлений удаленного терминала предназначен для контроля обновлений администраторами удаленных терминалов (получение полной информации об обновлении и его назначении, приостановка/возобновление установки, установка вручную, просмотр логов установки).

В результате внедрения системы сроки развертывания и модернизации приложений были сокращены на терминалах до 20-30 мин, а влияние человеческого фактора на установку обновлений было сведено до минимума. Графики изменения среднего времени, затрачиваемого на ручную и автоматическую установку обновления на терминалах, приведены на рис. 3. Возможность задавать зависимости между обновлениями позволила строить сложные структуры обновлений, которые обеспечивают установку в нужном разработчику порядке.

Также удалось разгрузить администраторов удаленных терминалов и существенно снизить трудозатраты отдела сопровождения, специалисты которого были полностью избавлены от однообразной рутинной работы и могут теперь сконцентрировать свое внимание на аналитической работе: анализе ошибок установки обновлений, контроле над сроками исполнений и др.

С использованием современных технологий обработки и хранения данных данная система отличается высокой гибкостью, производительностью и отказоустойчивостью. Пользовательский интерфейс реализован с использованием современных web-технологий, что позволяет данной системе быть независимой от операционной системы пользователя. Система обладает высоким уровнем информационной безопасности.

Система разработана в соответствии:

с ГОСТ 34.601-90. «Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;

СТО Газпром 4.2-3-002-2009. «Система обеспечения информационной безопасности ОАО «Газпром». Требования по технической защите информации при использовании информационных технологий - защита CryptoPro»;

СТО Газпром 4.2-2-001-2010. «Требования к информационно-управляющим системам предприятия».

Программа и методика приемочных испытаний была составлена на основании:

ГОСТ 16504-81. «Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения»;

ГОСТ 19.301-79. «Программа и методика испытаний. Требования к содержанию и оформлению»;

ГОСТ 34.603-92. «Виды испытаний автоматизированных систем».

К преимуществам Системы автоматической установки обновлений можно отнести следующие:

простоту использования для пользователей (интуитивно понятный интерфейс);

возможность изменять алгоритм обновления терминалов «на лету»;

высокую безопасность, так как система работает под ограниченным в правах пользователем операционной системы;

детальное легирование действий системы;

гибкость и универсальность (расширение функционала за счет плагинов);

простоту контроля и управления со стороны администратора УТ (задания по установке обновлений запускаются в стандартном Планировщике Windows);

соответствие требованиям, определяющим качество программного обеспечения согласно ГОСТ 28195-89.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** (1) Apache Ant: Java-утилита для автоматизации процесса сборки программного продукта:

Официальный сайт проекта. [Электронный источник.] - Режим доступа: http://ant.apache.org (2) Apache Maven: Java-утилита для автоматизации процесса сборки программного продукта // Официальный сайт проекта. [Электронный источник.] - Режим доступа: http://maven.apache.org (3) Make: утилита для автоматизации процесса сборки программного продукта // Официальный сайт проекта. [Электронный источник.] - Режим доступа: http://www.gnu.org/software/make (4) Liquibase: система управления миграциями базы данных // Официальный сайт проекта.

[Электронный источник.] - Режим доступа: http://www.liquibase.org (5) Dbdeploy. система управления миграциями базы данных // Официальный сайт проекта.

[Электронный источник.] - Режим доступа: http://dbdeploy.com АВТОМАТИЗАЦИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И АНАЛИЗА СТОИМОСТИ РЕМОНТНЫХ РАБОТ Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 75, 76, 77, 78, Выпуск: 3 УДК 658.012.011. С. Б. Охотников, Е.А. Ларина, И. В. Сидоренко (ООО «Газпром центрремонт, РФ, Москва), Е.Я. Кац, С. Г. Скутин, Т. В. Еникеев (ООО «Центргазсервис», РФ, Москва) E-mail: s.skutin@cgserv.ru В период с 2010 по 2013 г. ООО «Газпром центрремонт» (холдинговая ремонтная номпания, обеспечивающая техническое обслуживание всех объектов ОАО «Газпром») и ООО «Центргазсервис» (сервисная IT-компаиия, автоматизирующая процессы оценки сметной стоимости в ОАО «Газпром») разработали методологию и информационные технологии комплексного контроля и анализа стоимости ремонтов. Информационные технологии осуществляют формирование базы сметной документации объектов ремонта - модели процесса ремонтов [1]. Разработаны методы и инструментарий контроля качества модели, а также получения и анализа удельных показателей стоимости ремонта. Создан инструментарий анализа расчета конкурсной цены объекта ремонта, разработаны методы и инструментарий учета фактических затрат и их сопоставления с лимитной и сметной стоимостью, реализованы интеграционные решения по информационному взаимодействию с системами, обслуживающими сметные бизнес-процессы.

Ключевые слова: капитальный ремонт, сметная стоимость, информационные технологии, мониторинг стоимости, удельные показатели, интеграция.

Автоматизация формирования и анализ стоимости ремонтных работ осуществлены с использованием в практической деятельности ООО «Газпром центрремонт» программного обеспечения КРОСС-Р. С его помощью автоматизированы бизнес-процессы обработки сметной, фактической документации и оптимизации затрат. КРОСС-Р специально разработан для использования в качестве инструментария оценки стоимости ремонтов на основе ранее созданного продукта КРОСС [2] с сохранением основных принципов его построения. Информационная архитектура КРОСС-Р приведена на рис. 1.

Структура объектов ремонтов в КРОСС-Р строится на основе пообъектного плана, загружаемого из смежной автоматизированной системы управления производством (АСУП на базе 1C). Пообъектный план, кроме прочего, содержит информацию о лимитах и планируемых сроках выполнения работ по объектам.

В КРОСС-Р разработан механизм пакетной загрузки сметной информации. Пакетная загрузка подразумевает создание архива, содержащего исходные файлы объектных и локальных смет, а также сопроводительные документы (дефектные ведомости, скан-копии, выборки ресурсов и т.д.).

Реализованы механизмы загрузки реестров смет и типовых смет.

Для автоматизированного контроля качества входной сметной документации в составе КРОСС-Р создан модуль проверки (экспертизы), позволяющий в процессе загрузки смет выявить несоответствия правилам оформления, прописанным в регламенте. По результатам экспертизы смета может получить статус «не пригодна к загрузке» и не попасть в базу данных до приведения к соответствию правилам оформления.

Реализована загрузка информации по фактическому выполнению, которая осуществляется из смежной системы (АСУП на базе 1C). Основным документом является Акт выполненных работ по форме КС-2.

РЕГЛАМЕНТ ОФОРМЛЕНИЯ СМЕТ В целях унификации требований к оформлению сметной документации и возможности дальнейшего анализа стоимости ремонта разработан и введен в действие Регламент оформления и нумерации сметной документации.

Регламент в обязательном порядке распространяется на отношения, возникающие в процессе разработки, согласования и утверждения сметной документации между ООО «Газпром центрремонт», его структурными подразделениями и подрядными организациями.

Регламент содержит требования к нумерации локальных смет при формировании объектной сметы с учетом номера главы сводного сметного расчета, порядкового номера локальной сметы в главе, дополнительной информации. Регламент содержит требования к нумерации объектных смет с учетом кода дочернего общества, кода направления деятельности, номера объектной сметы по книге, года ремонта, вида ремонта. В регламент включены справочники кодов дочерних обществ, направлений деятельности и видов ремонта.

Регламент предусматривает требования к заполнению физических параметров работ. Для направления деятельности «Ремонт линейной части магистральных газопроводов» - это диаметр трубы (в мм), протяженность (в км) и процент замены трубы (в%), а для направления «Ремонт технологических трубопроводов» - это общий объем работ (в м(2)), процент замены (в%).

В регламенте сформированы требования к кодированию локальных смет по типам работ. Это позволит реализовать создание аналитических отчетов по отдельным направлениям деятельности.

Так, для направления деятельности «Ремонт линейной части магистральных газопроводов»

утверждены типы работ: переизоляция газопровода, балластировка газопровода, переход через автодорогу и т.д., а для направления «Ремонт технологических трубопроводов» - изоляционные работы (надземная часть), изоляционные работы (подземная часть), восстановление опор и балластировки газопровода и т.д. Все типы работ имеют предопределенную кодировку. Указание кода типа работ в смете, а также физических параметров работ позволяет с использованием инструментария КРОСС-Р формировать отчеты в разных аналитических разрезах, рассчитывать удельные показатели, проводить сопоставительный анализ.

ИНТЕГРАЦИЯ КРОСС-Р С АСУП В качестве АСУП в ООО «Газпром центр-ремонт» используется Информационная система технического обслуживания, ремонта и комплектации (ИС ТОРиК) на базе 1C: Управление строительной организацией. Эта система выполняет функции по учету договоров, учету выполнения работ в соответствии со сметными расчетами и учету давальческих материально-технических ресурсов.

Организовано и запущено в промышленную эксплуатацию двухстороннее взаимодействие КРОСС и ИС ТОРиК (рис. 2). Две системы работают на разных серверах, не зависящих друг от друга. В целях обеспечения информационной безопасности и асинхронное™ весь обмен данными осуществляется посредством автономной транзитной (промежуточной) базы данных (SQL-базы). ИС ТОРиК и КРОСС имеют ограниченный доступ на чтение и запись определенных таблиц этой транзитной базы.

Разработано Положение о взаимодействии КРОСС и ИС ТОРиК - документ, регламентирующий структуру данных в транзитной базе, расписание операций обновления и считывания данных, порядок ведения Журнала транзакций, ответственных за сопровождение и реагирование в случае возникновения внештатных ситуаций.

АНАЛИЗ СТОИМОСТИ РЕМОНТОВ Отлаженный процесс ввода в базу КРОСС-Р информации (лимит, смета, факт), функционирующий в режиме реального времени, позволяет получать и анализировать сводные плановые и фактические показатели стоимости ремонтов. Анализ проводится как по одному дочернему обществу, так и по Единой системе газоснабжения в целом по определенному направлению деятельности. Возможна визуализация показателей в форме диаграмм и в табличном виде. Плановые показатели включают данные по лимитам из пообъектного плана, утвержденного в ООО «Газпром центрремонт», и непосредственно из смет. Фактические показатели включают данные о выполнении работ по сметам.

На рис. 3 представлен пример динамики изменения лимитной стоимости (синий цвет), суммарной сметной стоимости (желтый цвет) и стоимости выполненных работ (красный цвет) по определенному дочернему обществу и направлению деятельности «Ремонт линейной части магистральных газопроводов» за год. Все стоимостные показатели в настоящей статье приведены условно.

Реализован интерактивный инструментарий для построения отчетов на корпоративном уровне агрегации данных и получения интегральных показателей деятельности предприятия с возможностью раскрытия до первичной информации (на уровне объектных, локальных смет, дефектных ведомостей, ресурсов и т. д.).

Отчеты позволяют отслеживать исполнение пообъектного плана, текущее состояние его осмеченности, сравнивать стоимости по строкам плана и стоимости по объектным сметам за установленный период, а также показывают текущее фактическое выполнение работ и остаток.

Формируются данные по удельной стоимости 1 км при капитальном ремонте линейной части магистрального газопровода для определения затрат по показателю единицы ремонтируемой трубы (на 1 км). Разработаны аналитическая форма и инструментарий по ее автоматическому заполнению для расчета удельной стоимости 1 км с разбивкой общей стоимости на затраты по строительно-монтажным работам и затраты на приобретение материально-технических ресурсов (в том числе трубной продукции). При согласовании смет формируется отчет, и в случае превышения предельных значений соответствующая ячейка подсвечивается красным. Значения в смете по данному типу работ могут быть пересмотрены.

Возможна детализация информации по типам работ: количеству значимых ресурсов, стоимости значимых ресурсов, локальным сметам.

Анализ удельного показателя стоимости 1 м(2) при капитальном ремонте технологических трубопроводов нужен для определения затрат по показателю единицы поверхности ремонтируемого трубопровода (на 1 м(2)), зависящих от общей стоимости по смете и площади поверхности объекта ремонта. Создана аналитическая форма, внешне напоминающая анализ удельного показателя стоимости 1 км при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов.

Инструментарий построения отчета по форме позволяет автоматически структурировать данные ремонта по типу работ, показывая по каждому из них удельный показатель стоимости ремонта.

Разработан отдельный справочник типов работ, в который внесены предельные значения долей стоимости по каждому типу.

Разработан и реально используется инструментарий анализа сводных показателей. Анализ предназначен для расчета и сравнения затрат по замене труб определенных диаметров в дочернем обществе. Учитываются шесть основных и один сборный диаметр трубы. В специальной таблице показываются итоговые стоимостные значения по сметам и отдельно по материально-техническим ресурсам, плановая протяженность ремонтируемого участка, показатели процента замены и значения удельной стоимости одного километра в разрезе диаметров для дочернего общества.

Инструментарий обеспечивает детализацию показателей по сметам в разрезе диаметров труб.

Возможно получение агрегированного отчета на уровне Единой системы газоснабжения в разрезе дочерних обществ.

Для формирования ценового пакета при выборе исполнителя ремонта на конкурсной основе разработан аналитический отчет, представляющий объектную смету в разрезе стоимости материалов, оплаты труда, времени работы машин, затрат на эксплуатацию машин, накладных расходов, прибыли и прочих затрат. На основе этих данных в отчете выведены агрегированные значения по главам, а также их пересчет с учетом индексов. Отчет наглядно показывает распределение стоимости и расхождение значений по вышеперечисленным параметрам при некорректном оформлении смет.

ЦЕНТАВР ТУР У правление ремонтами в ООО «Газпром центрремонт» реализовано с использованием территориальных управлений - географически удаленных филиалов, находящихся в 25 городах России и занимающихся организацией ремонтов и техническим обслуживанием объектов на местах.

На территориальные управления возложены функции предварительной проверки документации для загрузки в базу КРОСС, разработаны технические проектные решения автоматизации их взаимодействия по аналогии с [3]. Данное решение при полной его реализации позволит сместить нагрузку по формированию сметной базы из центра (ООО «Газпром центрремонт») на периферию, ближе к объектам ремонта.

В составе КРОСС-Р создан соответствующий инструментарий централизованной автоматизации взаимодействия распределенных территориальных управлений (ЦентАВР ТУР).

Предусмотрено два проектных решения:

1) реализация системы ЦентАВР ТУР на базе центрального сервера КРОСС-Р в г. Москве (рис. 4).

Обмен информацией производится по HTTP-протоколу;

2) реализация системы ЦентАВР ТУР на базе серверов территориальных управлений ООО «Газпром центрремонт» (рис. 5). Обмен информацией производится посредством интернет-соединения (e-mail, web-сервисы).

В процессе запуска ЦентАВР ТУР успешно подключены к распределенному взаимодействию Югорское и Саратовское территориальные управления.

Результаты внедрения:

систематизирована работа со сметной документацией, что сокращает время поиска и идентификации смет в общем хранилище;

оформленные регламенты позволили сократить число корректировок сметной документации, принятой к выполнению, и обеспечили готовность сметной базы к анализу стоимости ремонтов;

сокращены трудозатраты на обработку, учет и архивацию сметной документации за счет единообразного оформления смет;

обеспечено оперативное получение аналитических отчетов для руководства без необходимости ручной выборки данных;

реализован мониторинг сопоставления проектной, сметной и фактической стоимостей, что позволяет принимать оперативные управленческие решения.

Основным результатом работ является создание комплексной методологии и действующих информационных технологий оценки затрат на ремонтные работы на основе использования модели процесса ремонтов с помощью КРОСС-Р. Это особенно актуально в условиях децентрализации управления ремонтами, перехода функций управления ремонтами к газотранспортным и газодобывающим предприятиям, которые могут применить разработанные подходы и решения.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Мазур В.П., Милованов В.И., Кац Е.Я. Использование модели в системе управления строительством // Газовая промышленность. - 2009. - N 3. - С. 15-19.

2. Григорьев Л.И., Скутин С.Г. Программный комплекс расчетов оценки стоимости строительства.

Функциональное описание и архитектура // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2010. - N 9. - С. 14-19.

3. Милованов В.И., Василенко Е.И., Кац Е.Я., Тепер Л. А. Создание всеобщего информационного поля пользователей сметной информацией участников единого инвестиционного процесса // Газовая промышленность. - 2012. - N 3. - С. 13-16.


ДИАГНОСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ СЕВЕРНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Дата публикации: 13.03. Автор: Б.А. Ерехинский (ОАО «Газпром», РФ, Москва), E-mail: В. Erekhinskiy@adm.gazprom.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 80, 81, 82, 83, Выпуск: 3 Настоящая статья посвящена решению актуальной задачи - совершенствованию диагностирования оборудования, выработавшего проектный срок эксплуатации, для обеспечения его дальнейшей безопасной и эффективной работы. Материалы статьи основаны на результатах анализа, систематизации и обобщения фактических данных диагностирования большого числа разных видов оборудования газодобывающих предприятий северных месторождений за 2012 и 2013 гг. На основе этих данных получены распределения количества оборудования, прошедшего диагностирование, видов и числа выявленных дефектов, условий продления эксплуатации оборудования по результатам диагностирования. На основе полученных автором аналитических материалов в статье раскрыта взаимосвязь внезапных неплановых ремонтов (замен) оборудования с надежностью и эффективностью продолжения его эксплуатации. Обоснована актуальность разработки методики прогнозирования ремонтов и замен оборудования для обеспечения надежности и эффективности продолжения его эксплуатации по фактическому техническому состоянию.

Ключевые слова: объекты добычи газа, северные месторождения, оборудование, надежность и эффективность эксплуатации, диагностирование, дефекты, фактическое техническое состояние.

Нефтегазоконденсатные месторождения Надым-Пур-Тазовского региона и п-ова Ямал по запасам углеводородного сырья для ОАО «Газпром» являются стратегическими регионами добычи газа, газового конденсата (нефти) на долгосрочную перспективу(1). Производственные объекты добычи газа, газового конденсата, нефти северных месторождений были построены и введены в эксплуатацию около 30 лет назад и более. В составе этих объектов эксплуатируется большое количество (десятки тысяч единиц) различных видов высокорискового (потенциально опасного) оборудования. Поэтому обеспечение работоспособного состояния оборудования, несомненно, оказывает определяющее влияние на обеспечение надежной и безаварийной эксплуатации опасных производственных объектов газодобывающих обществ ОАО «Газпром».

К настоящему времени от 50 до 80% оборудования объектов добычи северных месторождений имеет наработку более 20 лет и выработало проектный срок эксплуатации. С течением времени количество такого оборудования увеличивается. При исчерпании оборудованием проектного или ранее назначенного срока эксплуатации в соответствии с нормативными требованиями для продолжения его дальнейшей эксплуатации выполняются его диагностирование, ремонт или замена конструктивных элементов, достигающих предельного состояния, экспертиза промышленной безопасности, по результатам которых определяются возможность, сроки и условия продления сроков эксплуатации.

Ежегодно проводится значительный объем работ по диагностированию оборудования объектов добычи газа северных месторождений, исчерпавшего первоначально назначенный (проектный) или ранее назначенный срок эксплуатации. Фактическое количество оборудования объектов добычи северных месторождений, прошедшего диагностирование в 2012 и 2013 гг., приведено в табл. 1.

Ежегодно количество такого оборудования доходит до 6000 единиц. В перспективе, по мере увеличения наработки, прогнозируется увеличение количества оборудования, подлежащего диагностированию.

Работы по диагностированию оборудования выполняются в соответствии с требованиями Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», нормативно-техническими документами (НТД) Ростехнадзора(2) и НТД системы стандартизации ОАО «Газпром» - СТО Газпром 2-2.3-491-2010 «Техническое диагностирование сосудов, работающих под давлением на объектах ОАО «Газпром».

Проведение работ по диагностированию осуществляется подрядным способом. Исполнителями работ по диагностированию являются подрядные экспертные диагностические организации, имеющие соответствующие лицензии, аттестации, аккредитации, материально-техническое обеспечение и положительный опыт работы. В проведении работ по диагностированию оборудования объектов добычи северных месторождений принимают участие 11 подрядных экспертных диагностических организаций. Около половины из них имеют опыт работы более 10 лет.

Далее представлены результаты выполнения работ по диагностированию оборудования объектов северных месторождений в 2012 и 2013 гг.

На рис. 1 приведены распределения видов и количества оборудования, прошедшего диагностирование в 2012 г. и 201З гг.

В табл. 2 представлены обобщенные распределения числа (в%) выявленных дефектов и несоответствий оборудования объектов добычи газа северных месторождений по результатам его диагностирования в 2012 и 2013 гг. Распределения показывают, что преобладающими дефектами являются коррозионный и эрозионный износ (24-63%), дефекты поверхности (до 23%) и несоответствия конструкции элементов требованиям проекта и НТД (до 25%).

По результатам диагностирования оборудования обоснованы и приняты решения о возможности и условиях продления его эксплуатации (табл. 3).

Как показано в табл. 3, в зависимости от видов оборудования и его поврежденности приняты следующие условия продолжения эксплуатации:

на установленных рабочих параметрах (от 38 до 100% случаев);

с ограничением рабочих параметров и/или проведением периодического контроля (до 30%);

с ограничением рабочих параметров или проведением отсроченного (планового) ремонта или замены (до 28%);

проведение ремонта или замены после диагностирования (до 40%).

Все выявленные по результатам неразрушающего контроля недопустимые дефекты оборудования при его диагностировании были оценены, и приняты решения о возможности и условиях продолжения его эксплуатации. Оборудование с выявленными недопустимыми дефектами было оперативно выведено из эксплуатации, отремонтировано или заменено, по остающемуся в эксплуатации оборудованию разработаны предупредительные мероприятия.

В качества примера можно рассмотреть выявленные при диагностировании растрескивания металла корпуса задвижек фонтанной арматуры UPETROM румынского производства. По результатам неразрушающего контроля из 239 задвижек 31 скважины ООО «Газпром добыча Ноябрьск» в 21 задвижке выявлены 38 трещин. Из 446 задвижек 63 скважин ООО «Газпром добыча Уренгой» в 7 задвижках выявлены 26 трещин. В соответствии с НТД эксплуатация задвижек с такими выявленными трещинами недопустима. Все задвижки с выявленными дефектами были выведены из эксплуатации, заменены, и тем самым предупреждены их возможные хрупкие разрушения.

Таким образом, возрастающее количество оборудования, выработавшего ранее назначенные сроки эксплуатации, принимаемые решения об условиях продления его эксплуатации, а также накапливаемые дефекты показывают возрастающую актуальность работ по диагностированию и ремонту оборудования по фактическому техническому состоянию.

На рис. 2 приведены обобщенные распределения принятых решений об условиях продления эксплуатации оборудования объектов добычи северных месторождений по результатам его диагностирования в 2012 и 2013 гг. Наглядно показано, что в подавляющем большинстве случаев (от 76 до 95%) принимается решение о продолжении эксплуатации оборудования на установленных рабочих параметрах (без дополнительных ограничений), от 5 до 30% - продолжение эксплуатации с ограничением рабочих параметров, периодическим контролем выявленных дефектов и проведением отсроченного (планового) ремонта, от 3 до 20% - проведение неплановых ремонта или замены конструктивных элементов с выявленными недопустимыми критическими дефектами.

Статистический анализ данных многократных диагностирований оборудования показывает, что по мере увеличения наработки (длительности эксплуатации) число дефектов его конструктивных элементов увеличивается. Вместе с этим увеличивается число выявляемых недопустимых (критических) дефектов. Внезапное выявление при эксплуатации и при диагностировании недопустимых дефектов, как правило, требует проведения неплановых ремонтов или замен конструктивных элементов оборудования. Опыт эксплуатации показывает, что неплановые простои оборудования и финансовые затраты на проведение его неплановых (непрогнозируемых) ремонтов и замен в несколько раз превышают аналогичные показатели для плановых отсроченных (прогнозируемых) ремонтов и замен.

На рис. 3 показано, что к концу определенных периодов эксплуатации Т(1), Т(2),..., Т(n) за счет эксплуатационной повреждаемости и накопления дефектов происходит снижение показателей надежности эксплуатации оборудования (красная линия). При проведении в эти моменты времени, соответственно, 1-го, 2-го,..., n-го диагностирований производятся контроль, оценка технического состояния и восстановление работоспособности оборудования за счет как ремонтов, так и замен конструктивных элементов с выявленными недопустимыми дефектами.

Поскольку число выявляемых недопустимых дефектов увеличивается, число неплановых (непрогнозируемых) ремонтов, замен, а также время на восстановление работоспособности также увеличиваются, поэтому надежность продолжения эксплуатации оборудования по фактическому техническому состоянию снижается (см.

последовательно увеличивающуюся область снижения надежности на рис. 3).

Кроме того, как показано на рис. 4, за счет увеличения числа неплановых (непрогнозируемых) ремонтов и замен оборудования возникают неплановые (непрогнозируемые) затраты на их проведение (желтая область на графике). Это приводит к существенному увеличению и погрешности прогнозирования (планирования) суммарных затрат на восстановление работоспособности оборудования (красная область на графике) и снижению эффективности его эксплуатации по фактическому техническому состоянию.


Поэтому в современных условиях и на перспективу количество оборудования, подлежащего продлению сроков эксплуатации, и объемы финансирования на обеспечение его эксплуатации по фактическому техническому состоянию будут возрастать, а по мере дальнейшего увеличения наработки оборудования число внезапных непрогнозируемых (неплановых) ремонтов и замен будет увеличиваться, тем самым надежность и эффективность эксплуатации оборудования и объектов газодобывающих предприятий при этом могут снижаться.

Такая ситуация, а также большое количество и длительность эксплуатации оборудования объектов добычи определяют актуальность и значимость разработки методики прогнозирования его ремонтов и замен для обеспечения надежности и эффективности продолжения эксплуатации по фактическому техническому состоянию, а также обеспечения надежности и эффективности объектов газодобывающих предприятий в целом.

Решение такой задачи может быть возможным на основе исследования факторов и закономерностей возникновения внезапных (неплановых) ремонтов и замен оборудования и разработки на этой основе теоретических основ и методов прогнозирования (неплановых) ремонтов и замен оборудования. Для практического применения методические принципы прогнозирования (неплановых) ремонтов и замен оборудования могут быть разработаны, апробированы, а затем реализованы в виде положений нормативных документов. При этом должны быть учтены не только накапливаемые данные диагностирования технического состояния оборудования, но и экономические данные об эффективности мероприятий по его диагностированию и продлению сроков эксплуатации, восстановлению работоспособности и обеспечению его эксплуатации по фактическому техническому состоянию.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» МОДЕРНИЗИРУЕТ АМЕРИКАНСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ С ПОМОЩЬЮ РОССИЙСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск: 3 ЗАО «ПромТехИнвест» заключило с ОАО «Сургутнефтегаз» договор на поставку 31 комплекта систем верхнего привода ПВГ-2000Р. По условиям контракта поставка оборудования будет осуществляться в течение 2014 г. Грузоподъемность оборудования - 160 т, с максимально продолжительным крутящим моментом 2000 кгС'М.

Данным приводом будут оснащаться подъемные агрегаты N01-150 и NOV-150. ЗАО «ПромТехИнвест» уже имеет в своем арсенале привязку оборудования к данным модификациям подъемных агрегатов.

ПВГ-2000Р - это верхний гидравлический привод, предназначенный для капитального ремонта нефтяных скважин и зарезки боковых стволов, в составе с мобильными буровыми установками соответствующей грузоподъемности, как российского, так и импортного производства. Привод оснащен системой мониторинга рабочих параметров с возможностью удаленной передачи данных.

Изделие успешно эксплуатируется. Также в 2014 г. наряду с ПВГ-2000Р будут поставлены для испытаний два комплекта электрического привода СВЭП-320 (система верхнего электрического привода грузоподъемностью 320 т, предназначена для комплектации стационарных буровых установок).

По информации ЗАО «ПромТехИнвест»

НОВЫЙ ЭТАП СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 85, 86, 87, Выпуск: 3 УДК 622. В.З. Минликаев, Д. В. Дикамов (ОАО «Газпром», РФ, Москва), А.Ю. Корякин, В.Ф. Гузов (ООО «Газпром добыча Уренгой», РФ, Новый Уренгой), М.А. Донченко (ООО НИП «Дельта-Т», РФ, Псков), В. И. Шулятиков (ООО «Газпром ВНИИ ГАЗ», РФ, Московская обл.) E-mail: V_Shulyatikov@vniigaz.gazprom.ru В период падающей добычи и заключительной стадии разработки месторождений из-за низких пластовых давлений на режим работы сеномансиих скважин влияют осложнения, вызванные скоплениями воды и песка на забое и в интервале перфорации. Для эффективного удаления жидкости и песка применяются специальные технологии, для использования которых необходимо глушить скважины на период извлечения пакеров, замены лифтовых колонн. В статье рассмотрены основные эксплуатационные проблемы, возникающие на скважинах на заключительной стадии разработки газовых месторождений, приводятся описания конструкции сталеполимерной трубы, технологии спуска таких труб в низкодебитные скважины под давлением, а также специального мобильного комплекса для ремонта скважин МИРС-20. С использованием новой технологии могут быть решены вопросы эффективного удаления песчаных пробок без глушения скважин, оборудованных пакерами, так как длинномерная лифтовая колонна может быть спущена на требуемую глубину ниже пакера в зону перфорации.

Ключевые слова: сеноманская залежь, поздняя стадия разработки, глушение скважин, сталеполимерная труба, центральная лифтовая колонна, продувки скважин, технологии удаления жидкости, реконструкция скважин.

В ноябре 2013 г. успешно произведены спуск и подвеска гибкой безмуфтовой сталеполимерной трубы в качестве центральной лифтовой колонны(ЦЛК) в скв. 514 Уренгойского НГКМ. Все операции проведены без глушения скважины (под давлением). В декабре 2013 г. скважина принята в опытно-промышленную эксплуатацию. Это событие - новый этап в практике добычи газа из месторождений сеноманских залежей на поздней стадии разработки.

С начала разработки месторождения Медвежье (1972 г.), а затем и других сеноманских залежей Крайнего Севера прошло более 40 лет. В первые десятилетия эксплуатация скважин происходила без ощутимых осложнений. Избыточные энергетические возможности позволяли добывать из скважин газ по 1,5 млн м(3)/сут и более. Высокие дебиты обеспечивались за счет уникальных продуктивных характеристик пласта, протяженного интервала перфорации 40-150 м, использования лифтовых колонн больших диаметров -168 мм. Во многих скважинах, оборудованных колоннами из труб больших диаметров, период эксплуатации без осложнений закончился.

Для удаления воды в настоящее время периодически проводят технологические продувки скважин.

Традиционно для поддержания работы скважин используются технологии, исключающие накопление жидкости, лифтовые колонны из труб диаметром 168 мм заменяют колоннами из труб меньших диаметров (114;

89 мм), спускают дополнительные центральные лифтовые колонны (73;

мм). Песчаные пробки размывают с использованием колтюбинговых технологий. Данные технологии отработаны и используются уже много лет. Для реализации этих процессов приходится проводить ремонты скважин с закачкой в них больших количеств жидкости для глушения.

Последующее освоение скважин до выхода на первоначальный режим может продолжаться несколько месяцев. Нередко скважина после ремонта работаете дебитом на 10-20% меньшим, чем до ремонта.

С 2005 г. на скважинах Надым-Пур-Тазовского региона для повышения эффективности эксплуатации начали испытывать, а потом применять технологии удаления жидкости, в частности газлифт, плунжерный лифт, концентрический лифт на месторождении Медвежье. Эти технологии широко применяются за рубежом. В ОАО «Газпром» огромное внимание уделяется поиску и внедрению энергоэффективных экологически чистых технологий эксплуатации скважин, а также более технологически и экономически эффективных технологий реконструкции скважин. Обе задачи являются приоритетными для ОАО «Газпром».

В 2008 г. на месторождении Медвежье (скв. 722, 814) были начаты испытания технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам [1, 2]. Работы проводились по инициативе Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» при участии компаний Sumitomo Corporation (Япония) и ZEDi Inc. (Канада). При эксплуатации по концентрическим колоннам жидкость из скважины удаляется по центральной лифтовой колонне потоком газа или плунжерным лифтом. Необходимость в продувках отпадает. По межтрубному кольцевому каналу газ поступает из скважины в газосборный коллектор без капельной жидкости.

Таким образом, на многие годы отпадает необходимость проводить замены лифтовых колонн, а рабочий дебит поддерживается на максимально возможном уровне без технологических продувок.

Для оптимизации режима работы скв. 722 и 814 в ранее установленные основные лифтовые колонны (ОЛК) DN168 были спущены ЦЛК из труб одного диаметра DN60. Все работы проводились с использованием традиционных технологий с глушением скважин. Как правило, такие работы занимают 1 мес. Кроме того, необходимо 72 ч и более на отработку скважин перед подключением к шлейфу. Работы на этих двух скважинах были проведены в срок, однако скв. 722 вышла на расчетный режим только через 10 мес из-за ухудшения фильтрационных свойств призабойной зоны скважины вследствие ее глушения. На основании опыта, накопленного в период испытаний и промышленного применения, в 2010-2011 гг. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по заданию ОАО «Газпром» были разработаны Технические требования к внутрискважинному оборудованию, фонтанной арматуре и обвязке устья для эксплуатации скважин сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам (Р Газпром 2-3.3-555-2011) и Руководство по эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам (Р Газпром 2-3.3-556-2011).

В 2012 г. на эксплуатацию по концентрической лифтовой колонне (КЛК) переведены скв. 7193 и 7196 Ямбургского месторождения. Ремонт на этих скважинах затянулся на более длительные сроки.

Кроме того, такие операции достаточно дорогие и приводят к длительным простоям скважин.

На основе промысловых исследований и опыта использования в течение пяти лет на двух скважинах месторождения Медвежье и двух скважинах Ямбургского месторождения в 2012-2013 гг.

подтверждена возможность и эффективность технологии эксплуатации обводняющихся скважин сеноманских залежей по КЛК на поздней стадии разработки месторождений. Но при этом оставался открытым вопрос об эффективности реконструкции скважин, так как последствия ремонта значительно увеличивают риски снижения дебита, а высокая стоимость ремонта значительно снижает экономическую эффективность перевода скважин на аналогичные технологии.

В течение трех лет Департамент по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» при непосредственном участии ООО «Газпром ВНИИГАЗ» вели проработку вопросов по внедрению технологии установки длинномерной лифтовой колонны без глушения скважин с привлечением отечественных производителей. Стандартные колтюбинговые стальные трубы не подходят для эксплуатации сеноманских скважин из-за очень маленького диаметра, так как это приводит к очень большим потерям давления. Необходимо было использовать нестандартное оборудование.

В 2011 г. ООО «Псковгеокабель» совместно с 000 НИП «Дельта-Т» в рамках Федеральной целевой программы по теме «Разработка, организация производства номенклатурного ряда шлангокабелей, полимерных армированных трубопроводов, технических средств и технологий их использования в нефтяной и газовой промышленности» подготовили и организовали производство номенклатурного ряда шлангокабелей, полимерных армированных трубопроводов. По предложению Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» ООО «Псковгеокабель» было разработано и изготовлено оборудование, предназначенное для проведения спускоподъемных операций полимерных армированных труб в газовые скважины без их глушения.

В настоящее время ООО «Псковгеокабель» выпускает сталеполимерные трубы, аналогичные колтюбинговым, но в широком диапазоне диаметров (рис. 1). Сталеполимерная труба имеет гораздо больший ресурс работы (более 1000 спускоподъемных операций) по сравнению со стальной безмуфтовой длинномерной трубой (БДТ) (до 100 спускоподъемных операций). Кроме того, грузонесущая сталеполимерная труба (ГСПТ) обладает рядом других достоинств: меньшим коэффициентом трения внешней поверхности о стенки НКТ или ствола скважины, а также жидкостей о ее внутреннюю поверхность, стойкостью к воздействию агрессивных растворов (кислот и щелочей), не подвержена коррозии.

Это достигается за счет создания конструкции гибкой грузонесущей полимерной трубы, стенки которой выполнены из сплошного слоя полимерного материала, внутри которого размещены продольные армирующие элементы в виде металлической ленты, уложенные под определенным углом к оси трубы, и поперечные армирующие элементы в виде двух противоположных повивов металлических проволок, имеющих форму спирали. Труба может содержать дополнительную полимерную оболочку, под которой размещены токопроводящие изолированные жилы. Увеличение рабочего давления до предела текучести полимера достигается введением в стенку трубы армирующих элементов в виде металлических проволок, лент или высокопрочных химических волокон.

Первые испытания грузонесущей трубы с внутренним диаметром 20 мм и наружным 38 мм и технология ее спуска без глушения скважины были проведены на скважинах ООО «Газпром добыча Ноябрьск». На Вынгапуровском месторождении технологию использовали для удаления водяного столба с помощью компрессора, на Комсомольском - для удаления столба жидкости из скв. 109. пластовым газом, на Запад-но-Таркосалинском - провели освоение скв. 307 после капитального ремонта.

Грузонесущая труба диаметром 20 мм в основном может использоваться только при проведении работ, как и металлические длинномерные трубы во время ремонтов скважин (для промывки и размыва песчаных пробок, для освоения скважин, удаления гидратных и ледяных пробок). Они не могут использоваться в процессах эксплуатации скважин в качестве канала для подачи газа от пласта к устью скважины из-за малого проходного сечения, большого гидравлического сопротивления. Поэтому разработка и изготовление грузонесущей трубы для использования в качестве лифтовой целесообразны только с площадью проходного сечения на уровне не менее 20- см(2).

В 2013 г. в ООО «Псковгеокабель» была разработана и изготовлена грузонесущая труба для использования в качестве центральной лифтовой колонны требуемого внутреннего диаметра ( мм), что соответствует с некоторым приближением НКТ диаметром 60 мм. На ее основе была разработана длинномерная лифтовая колонна (ДЛК), которая включает специальные наконечники на нижнем и верхнем концах трубы.

Для первых испытаний ДЛК внутренним диаметром 49 мм на Уренгойском месторождении была выбрана скв. 514, которая находится в промышленной эксплуатации более 30 лет, с 1981 г. В 2010 г.

из скважины был извлечен пакер и оставлена лифтовая колонна из труб DN168. За весь период работы из скважины добыто более 5,6 млрд м(3) газа. До спуска длинномерной лифтовой колонны на устье скважины использовалась фонтанная арматура (г. Баку), давление на устье составляло 1, МПа, температура - 3 °С. Для периодического удаления жидкости скважину продували 1-2 раза в неделю.

Целями проведения испытаний на скв. 514 Уренгойского месторождения было:

опробование технологии реконструкции скважины для перевода на эксплуатацию по ДЛК без глушения скважины;

оценка возможности применения полимерной грузонесущей армированной трубы марки ТГ 49/73-115 производства ООО «Псковгеокабель» в качестве ДЛК для удаления жидкости из скважины.

Для спуска был использован вновь разработанный мобильный комплекс для ремонта скважин МКРС-20, состоящий:

из инжектора, предназначенного для спуска и подъема ДЛК в скважины;

герметизатора (двухкамерный), предназначенного для герметизации ГСПТ по внешнему диаметру в целях предупреждения выбросов и открытых фонтанов при проведении работ;

четырехплашечного превентора, предназначенного для герметизации устья скважин;

приемно-отдающего устройства, предназначенного для приема и упорядоченной раскладки ГСПТ (различных диаметров) на барабан, а также равномерной отдачи ГСПТ с барабана;

комплекса специальных приспособлений для оснастки грузонесущей трубы наконечниками, технологической штанги.

Перед спуском в скважину ДЛК фонтанная елка на ранее установленной фонтанной арматуре типа АФК6-150/100-21хл от корренной задвижки была демонтирована, а выше была смонтирована новая фонтанная елка АФ6-100/50-21хл с дополнительной секцией подвешивания и герметизации длинномерной лифтовой колонны производства ООО «Нефтегаздеталь», г. Воронеж (рис. 2).

Подвешивание сталеполимерной трубы в трубодержателе фонтанной аматуры производится с помощью верхнего наконечника СПТ49/73. Для замера межколонного затрубного и устьевых давлений на боковых отводах фонтанной елки предусмотрены инструментальные фланцы.

Спуск длинномерной лифтовой колонны (в качестве ЦЛК) без глушения, осуществленный на скв.

514 Уренгойского месторождения, произведен без осложнений (рис. 3). В процессе спуска были выявлены некоторые недостатки в работе оборудования и намечены пути их устранения.

После спуска ЦЛК возле устья был смонтирован технологический комплекс управления режимом работы скважины, оборудованной ДЛК производства 000 НПО «Вымпел» (рис. 4), входные и выходные трубопроводы комплекса были подключены к отводам фонтанной арматуры и к выкидной линии от скважины. После подключения скв. 514 была введена в эксплуатацию с подачей газа в газосборный коллектор по ЦЛК и по межколонному пространству (МКП) в ручном и автоматическом режимах.

В рамках комплексных программ реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа ОАО «Газпром» предусматривается проведение мероприятий, в том числе геолого-технических (газлифт, плунжерный лифт, концентрический лифт и др. [3]), направленных на оптимизацию режимов работы скважин при аномально низких пластовых давлениях на поздних стадиях разработки месторождений. В связи с уменьшением давлений в пласте дебиты скважин будут ограничиваться из-за скоплений жидкости. Это значительное число скважин Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Вынгапуровского, Комсомольского, Западно-Таркосалинского и ряда других северных месторождений, которые продолжают эксплуатироваться по лифтовым колоннам диаметром 168 мм, оборудованным пакерами на стадии строительства или извлеченным в последние годы, и скважин, лифтовые колонны которых заменены колоннами диаметром 114 мм.

Потребуется постепенное переоборудование скважин лифтовыми колоннами меньших диаметров (89 или 73 мм), извлечение пакеров. Поэтому наиболее эффективным представляется оборудование этих скважин длинномерными лифтовыми колоннами без их глушения для минимизации негативного воздействия на призабойную зону и повышения экономической и технологической эффективности реконструкции скважин.

С использованием новой технологии могут быть решены вопросы эффективного удаления песчаных пробок из скважин, оборудованных пакерами, так как длинномерная лифтовая колонна может быть спущена на требуемую глубину ниже пакера в зону перфорации. В процессе эксплуатации скважин с использованием длинномерных лифтовых колонн возможно будет изменять глубину ее спуска, производить замену труб трубами необходимого диаметра (49 или 62 мм), проводить эксплуатацию по концентрическим лифтовым колоннам до последнего дня работы, вывода из эксплуатации и полной ликвидации.

*** Список литературы 1. Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Мельников И.В. и др. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения // Газовая промышленность. 2010. - N 2.-С.76-77.

2. ДикамовД.В., Шулятиков И.В. Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам:

опыт и перспективы // Наука и техника в газовой промышленности. - 2008. - N 4. - С. 11-19.

3. Шулятиков И.В., Сидорова С.А., Медко В.В., Пристанский А. Г. Технологические процессы и оборудование для эксплуатации газовых скважин в условиях, осложненных наличием жидкости и разрушением призабойной зоны // Обзор, информ. Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». Сер. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - М. : ИРЦ Газпром, 2005. - 103 с.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |
 





 
© 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.