Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море

В статье показаны основные преимущества использования колтюбинговых технологий в капитальном ремонте скважин. Затрагивается проблема низкой долговечности уплотнительного элемента герметизатора устья скважины, из-за значительных сил трения. Показана связь между осложнениями, возникающими при спускоподъемных операциях (СПО), и низкой долговечностью уплотнительных элементов герметизатора. Обосновывается необходимость разработки материалов, обеспечивающих более низкие коэффициенты трения при эксплуатации уплотнительных элементов. Представлены результаты исследований износостойкости и физико-механических свойств полиуретана марки ЭП СКУ ПТ-74, наполненного порошками твердой смазки, приведены картины истирания полученных полиуретанов, определены тип и количество наполнителя обеспечивающего меньший износ уплотнительного элемента. В результате испытаний на машине истирания МИ-2 были проведены замеры истираемости, коэффициента трения у образцов полиуретана с различным наполнением твердыми смазками. В результате регрессионного анализа были выявлены свойства материала, оказывающие наибольшее влияние на изнашивание, построено уравнение регрессии.

Ключевые слова: колтюбинг; герметизация; уплотнительный элемент; износ; трение; полиуретан; осложнения; ремонт скважин.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.245

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ОТБОРА
ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ ЗАБОЙНЫМ СТРУЙНЫМ НАСОСОМ
ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ (с. 8)

Юлий Андреевич Гуторов, д-р техн. наук, академик РАЕН, заведующий департаментом,

Федор Иванович Ермоленко, научный консультант

РКНТЦ «Нефтяная долина»

452607, Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Северная, 21,

e-mail: gutorov70@mail.ru

Тимур Наилевич Миннивалеев, канд. техн. наук, доцент

ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», филиал в г. Октябрьском

452607, Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54а,

e-mail: timxn@yandex.ru

В статье рассматривается гидродинамика отбора пластовой жидкости из вскрытого бурением перспективного интервала пласта с применением струйного насоса, установленного во внутренней полости колонны бурильных труб в призабойной части ствола скважины. Приводится решение гидродинамической задачи установившегося процесса отбора забойной жидкости, связывающее динамику нагнетаемого, извлекаемого и восходящего потоков циркулирующей системы. На основе принятой конструктивной схемы струйного насоса и его компоновки во внутренней полости призабойной части колонны бурильных труб, защищенной патентами, выполнено общее решение стационарной гидродинамической задачи, связывающей динамику нагнетаемого, извлекаемого и восходящего потоков циркулирующей жидкости через ее давление в камере смешения струйного насоса. Полученные аналитические решения представлены графически и позволяют оценить значение дебита извлекаемой забойной жидкости через расход нагнетаемой жидкости на устье скважины.

Ключевые слова: скважина; бурильные трубы; струйный насос; поток жидкости; давление; расход; материальный баланс; количество движения; импульс силы.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.24

СОКРАЩЕНИЕ ЦИКЛА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН
ЗА СЧЕТ ИЗМЕНЕНИЯ ФОРМЫ КУСТОВОЙ ПЛОЩАДКИ И
СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ УСТЬЕВ СКВАЖИН (с. 13)

Илья Николаевич Ляпин, ассистент,

Сергей Дмитриевич Прохоров, ассистент

Самарский государственный технический университет

443100, Россия, Самарская обл., г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244,

e-mail: bngssamgtu@mail.ru

Петр Николаевич Корыпаев, главный специалист

Самарский научно-исследовательский и проектный институт нефтедобычи

443010, Россия, г. Самара, ул. Вилоновская, 18,

e-mail: KorypaevPN@samnipineft.ru

В статье рассмотрена возможность изменения формы кустовой площадки скважин с прямоугольной на круглую, изменения схемы расположения устьев скважин. Поставлены задачи по реализации данного предложения. Предложены решения, позволяющие существенно сократить затраты на строительство скважин и кустовых площадок.

Ключевые слова: изменение формы кустовой площадки; изменение схемы расположения устьев скважин.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.248.33

СЕЙСМИКА МОГТ 3D-ЭФФЕКТИВНЫЙ МЕТОД ПРОГНОЗА ОСЛОЖНЕНИЙ
ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН (с. 15)

Лев Самуилович Сидоров, канд. техн. наук, главный специалист,

Карина Фархатовна Гилязова, инженер-геолог

ООО УК «Шешмаойл»

423452 Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 15,

e-mail: levsls88@ya.ru, karina7130@mail.ru

Гузель Наиловна Шакирова, инженер-геолог

АО «Геология»

423452, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 15,

e-mail: ShakirovaGN@gmail.com

В статье приведено описание геофизического метода – сейсморазведки для прогноза осложненности при бурении скважин. Проведен анализ осложненности ранее построенных скважин в регионе и указаны затраты времени на их изоляцию. Предложено проведение анализа данных сейсмопрофилирования с целью выявления причин осложнений таких как поглощения промывочной жидкости. На этот вид осложнений затрачивается до 80 % времени и средств на изоляцию.

Выявленные путем анализа особенности геомеханического строения залежи были учтены при проектировании скважин. Это позволило снизить более чем на треть затраты на бурение скважин на новом участке месторождения в сравнении со скважинами где прогноз проводился традиционными методами.

Ключевые слова: сейсморазведка; осложненность скважин; изоляция зон поглощений; трещиноватость горных пород.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.24

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН И
МЕТОДЫ ИХ СИСТЕМНОГО РЕШЕНИЯ (с. 18)

Владимир Николаевич Поляков, д-р техн. наук, профессор, главный научный сотрудник Центра нефтегазовых технологий и новых материалов,

Александр Петрович Чижов, канд. техн. наук, доцент, ведущий научный сотрудник Центра нефтегазовых технологий и новых материалов

Государственное автономное научное учреждение «Институт стратегических исследований Республики Башкортостан»

450075, Россия, Башкортостан, г. Уфа, пр. Октября, 129/3,

e-mail: intnm@ya.ru, 4ap@list.ru

Ринат Раисович Хузин, д-р техн. наук, генеральный директор

ООО «Карбон-Ойл»

423452, Россия, Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 28,

e-mail: geolog@tatais.ru

Алексей Петрович Аверьянов, д-р техн. наук, заместитель директора

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки «Институт машиноведения им. А.А. Благонравова Российской академии наук»

101990, Россия, г. Москва, Малый Харитоньевский пер., 4,

e-mail: info@imash.ru

В статье приведены краткие аналитические обобщения по качеству и эффективности крепления скважин, факторам, нарушающим технологию цементирования обсадных колонн, а также связанные с ними проблемы. На примере цементограммы рассмотрены термодинамические особенности цементирования эксплуатационных колонн. Показано, что проблема некачественного крепления связана с необратимыми процессами деструкции исходных свойств тампонажного раствора-камня, которые характерны для традиционных (бессистемных) технологий.

В качестве альтернативы предлагается «Комплекс мультитехнологий гидромеханического упрочнения ствола скважин», отмечаются его преимущества перед традиционными методами. Комплекс исключает возникновение различных осложнений в различных по сложности геолого-технических условиях при строительстве нефтяных и газовых скважин, таких как газонефтеводопроявления, поглощения интенсивностью до 50 м³/ч, неустойчивость и гидроразрыв горных пород, фонтаны и выбросы. А при эксплуатации скважин комплекс обеспечивает предупреждение межпластовых перетоков и заколонные флюидопроявления, снижение в 2 раза и болееобводненности добываемой продукции, нелинейное повышение дебита скважин и коэффициента извлечения нефти (КИН).

Ключевые слова: качество крепления; цементирование обсадных колонн; технологические проблемы; режимы цементирования.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.245.7

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН (с. 22)

Евгений Анатольевич Рогов, канд. техн. наук, старший научный сотрудник

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

e-mail: E_Rogov@vniigaz.gazprom.ru

В статье представлены результаты лабораторных исследований по выбору состава технологической жидкости повышенной плотности для глушения скважин при проведении капитальных и текущих ремонтов на месторождениях и подземных хранилищах газа. Применение технологической жидкости без твердой фазы для глушения скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) дает возможность получить экономический эффект в нефтегазодобывающей отрасли за счет сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов и невысокой себестоимости предлагаемого состава.

Ключевые слова: скважина; капитальный ремонт; глушение; технологическая жидкость.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 006.036+622.242.4(262.81)

РАЗВИТИЕ НАЦИОНАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ
В ОБЛАСТИ МОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ (с. 24)

Вагит Юсуфович Алекперов, президент, д-р экон. наук,

Равиль Ульфатович Маганов, первый исполнительный вице-президент,

Осман Лам-Алиевич Сапаев, начальник департамента,

Игорь Алексеевич Заикин, начальник департамента

ПАО «ЛУКОЙЛ»

101000, Россия г. Москва, Сретенский бульвар, 11,

e-mail: Osman.Sapaev@lukoil.com, Igor.Zaikin@lukoil.com

Николай Николаевич Ляшко, генеральный директор

ООО «ЛУКОЙЛ–Нижневолжскнефть»

414000, Россия, г. Астрахань, ул. Адмиралтейская, 1, корп. 2,

E-mail: Astr-office2@lukoil.com

Игорь Борисович Федотов, канд. техн. наук, заместитель генерального директора – директор филиала,

Игорь Юрьевич Бардин, начальник управления,

Роман Александрович Гурман, главный специалист

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ–Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть»

400078, Россия, г. Волгоград, просп. имени В.И. Ленина, 96,

e-mail: ifedotov@lukoilvmn.ru, ibardin@lukoilvmn.ru, rgurman@lukoilvmn.ru

Научно-технический прогресс в области разведки и добычи нефти и газа, условия эксплуатации на месторождении, экологические ограничения, требования к повышению уровня безопасности и экономической эффективности, рациональному использованию ресурсов и другие факторы в совокупности с отсутствием развитой отечественной нормативной базы предопределили необходимость обеспечения процессов обустройства морских месторождений национальными стандартами, устанавливающими принципы и технические правила проектирования, строительства и эксплуатации МНГС.

Ключевые слова: стандартизация; морская нефтегазодобыча; континентальный шельф; ЛУКОЙЛ; Технический комитет по стандартизации.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.04

О РЕЗУЛЬТАТАХ ИССЛЕДОВАНИЯ
ВИХРЕВОГО СЛЕДА, ВОЗНИКАЮЩЕГО ОТ ДЕЙСТВИЯ МОРСКИХ ТЕЧЕНИЙ,
В КАЧЕСТВЕ ИСТОЧНИКА ВОЗНИКНОВЕНИЯ ВИБРАЦИЙ МОРСКИХ
НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ СООРУЖЕНИЙ (с. 26)

Иван Викторович Староконь, канд. техн. наук, доцент, заведующий кафедрой

Российский государственный университет (НИУ) нефти и газа им. И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65, корп. 1,

e-mail: starokon79@mail.ru

Морские нефтегазопромысловые сооружения работают в сложных природно-климатических условиях и подвергаются различным воздействиям со стороны окружающей среды. Одним из таких воздействий являются морские течения. Помимо непосредственной нагрузки на погруженные в воду элементы возникают дополнительные эффекты, такие как возникновение вихревого следа за элементами, создающего силовое воздействие, и их последующий срыв. Чередование возникновения и срыва этих вихрей приводит к возникновению вибраций, которые в случае резонанса с собственными частотами колебаний элементов морских сооружений могут привести к возникновению вибрационных напряжений. В статье разрабатывается методика определения частоты вихреобразования и на примере колонны морской платформы определяются скорости потоков, при которых происходят начало и конец резонансных явлений.

Ключевые слова: морские нефтегазопромысловые сооружения; гидродинамические силы; образование и срыв вихрей; частота срыва вихрей.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 691.32

ТЕХНОЛОГИЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ЖЕЛЕЗОБЕТОННОГО ОСНОВАНИЯ
МОРСКОЙ ГРАВИТАЦИОННОЙ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ПЛАТФОРМЫ
(с. 30)

Владимир Александрович Перфилов, д-р техн. наук, профессор Института архитектуры и строительства,

Артем Александрович Назаров, студент Института архитектуры и строительства,

Илья Олегович Храпов, магистрант Института архитектуры и строительства,

Владимир Дмитриевич Берлизов, магистрант Института архитектуры и строительства

Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ)

400074, Россия, г. Волгоград, ул. Академическая, 1,

e-mail: vladimirperfilov@mail.ru

Предложена технология производства железобетонного основания морской гравитационной нефтегазодобывающей платформы. Рассмотрены все технологические переделы с использованием специального строительного механического оборудования и материалов.

Ключевые слова: нефтегазодобывающая платформа; железобетонное основание; процесс изготовления; бетонная смесь; опалубка; армирование.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.24:658.3:621.646

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РЕСУРСА БЕЗОТКАЗНОЙ РАБОТЫ
ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (с. 33)

Инесса Александровна Томарева, канд. техн. наук, доцент Института архитектуры и строительства,

Дарья Александровна Медведева, магистрант Института архитектуры и строительства,

Роман Андреевич Шерстюгов, магистрант Института архитектуры и строительства,

Габибулла Абдуллаевич Абдуллаев, магистрант Института архитектуры и строительства

Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ)

400074, Россия, г. Волгоград, ул. Академическая, 1,

e-mail: tomareva.umu-vgasu@yandex.ru

В статье представлены результаты исследований в области обеспечения надежности трубопроводных систем нефтегазовых месторождений. В настоящее время совершенствование способов прогнозирования и оценки ресурса безотказной работы трубопроводов остается актуальной задачей. Авторы предлагают решать данную задачу с помощью разработанных ими алгоритмов оценки и прогнозирования риска отказов трубопроводов. На основании статистических данных построено дерево причин возникновения риска отказов трубопроводных систем. Предложена зависимость для оценки показателей риска отказов.

Ключевые слова: прогнозирование; риск; отказ; трубопроводные системы; нефтегазовые месторождения.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 620.197.3+546.0

ПРОБНЫЕ ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ
ИНГИБИТОРА КОРРОЗИИ В ПЛАСТОВЫХ ВОДАХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
МЕСТОРОЖДЕНИЯ С. БАЛГИМБАЕВА НГДУ «ЖАЙКМУНАЙ» (с. 36)

Насима Кенжебаевна Ишмухамедова, д-р техн. наук, главный научный сотрудник,

ГаухарТулеушевна Серикова, научный сотрудник

Атырауский университет нефти и газа

060002, Республика Казахстан, г. Атырау, проспект Азаттык, 1,

e-mail: ishmukhamedova@mail.ru, serikova@mail.ru

В данной представлены пробные лабораторные испытания ингибитора коррозии Dodicor V 4712 фирмы “Clariant” (Германия) в пластовых водах, наиболее насыщенных H₂S, скважин: № 75, 115, 63, 43, 112, 117 и 38 месторождения С. Балгимбаева НГДУ «Жайкмунай». Необходимо отметить, что в паспорте изучаемого ингибитора отсутствуют экологические и токсикологические данные. Исходя из данных составляющих компонентов реагента – был сделан соответствующий вывод: по результатам лабораторных испытаний ингибитор Dodicor V 4712, несмотря на хорошие антикоррозионные свойства, малопригоден для практических целей ввиду его высокой токсичности.

Ключевые слова: ингибитор коррозии Dodicor V 4712; защитный эффект; коррозия нефтегазопроводов; коррозионное поведение стали; скорость коррозии.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276

СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
ГАЗОВОЙ СРЕДЫ МНОГОПЛАСТОВЫХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
И ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА (с. 38)

Рамиз Алиевич Гасумов, д-р техн. наук, профессор кафедры,

Сергей Борисович Бекетов, д-р техн. наук, профессор кафедры,

Борис Федорович Галай, д-р геол.-минер. наук, профессор кафедры,

Вячеслав Григорьевич Копченков, д-р техн. наук, профессор кафедры,

Валерий Петрович Мочалов, д-р техн. наук, профессор кафедры

ФГАОУ ВО «Северо-Кавказский федеральный университет»

355029, Россия, Ставрополь, пр. Кулакова, 2,

e-mail: Priemnaya@scnipigaz.ru, gmpr-skfu@yandex.ru, galaybf@mail.ru, Kopchenkov2@rambler.ru, valery2015@yandex.ru

Сергей Анатольевич Варягов, д-р геол.-минер. наук, заместитель генерального директора – главный геолог

ООО «Газпром добыча Надым»

629736, Россия, ЯНАО, г. Надым, ул. Пионерская, 14,

e-mail: manager@nadym-dobycha.gazprom.ru

Эльдар Рамизович Гасумов, канд. экон. наук, начальник отдела

ОАО «СевКавНИПИгаз»

355035, Россия, г. Ставрополь, ул. Ленина, 419,

e-mail: Priemnaya@scnipigaz.ru

Сайпи Амиранович Дудаев, д-р техн. наук, генеральный директор

ООО «СевКавнефтегазгеофизика – Новые технологии»

355037, Россия, г. Ставрополь, ул. Доваторцев, 44ж,

e-mail: skgeofiznt@mail.ru

Одной из важнейших проблем при эксплуатации многопластовых месторождений и подземных хранилищ газа является межпластовая миграция углеводородов по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям из одного природного резервуара в другой, что имеет серьезные последствия (формирование техногенных залежей, возникновение межпластовых и межколонных проявлений и т. д.). Для решения многих практических задач, связанных с проектированием и регулированием разработки месторождений и эксплуатации ПХГ, а также с установлением режимов работы отдельных скважин, необходимо проведение исследований динамических процессов объектов, направленных на определение параметров, характеризующих гидродинамические свойства скважин и пластов (гидрогазопроводность, пьезопроводность пласта, продуктивность скважины и др.).

Авторами предложен эффективный способ исследования динамических процессов газовой среды многопластовых залежей и ПХГ, основанный на введении в пласт через нагнетательную скважину индикатора в газовом носителе, отборе проб из добывающей скважины и определении изменения концентрации индикатора во времени в продукции добывающей скважины. В период максимального давления газа выбираются центральные нагнетательные скважины, расположенные в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, исходя из системы расположения добывающих скважин по площади. При этом осуществляют закачку индикаторов различных цветов в разные центральные нагнетательные скважины, что позволяет определять в количественном выражении, из какой центральной нагнетательной скважины мигрировал индикатор, и получать более адекватную объемную картину миграционных процессов как внутри газонасыщенной части месторождения или ПХГ в одном горизонте, так и между различными горизонтами.

Ключевые слова: многопластовая залежь; исследования; газовая среда; индикатор; фильтрационные характеристики; пласт; микрогранулы; наблюдательная скважина; нагнетательная скважина; скорость потока; отбор пробы.

Заказать статью в электронной библиотеке

ПАМЯТИ ВЛАДИМИРА НИКОЛАЕВИЧА КОШЕЛЕВА
(с. 42)

Заказать статью в электронной библиотеке

ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»

Главная страница журнала