Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море

В статье приведены аналитические выражения для расчетов параметров работы винтового забойного двигателя. Определена зависимость крутящего момента на режиме максимальной мощности от тормозного момента винтового забойного двигателя. Полученные формулы могут использоваться при инженерных расчетах характеристики винтового забойного двигателя с достаточной для практики точностью.

Ключевые слова: режим бурения; винтовой забойный двигатель

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.24.05 DOI: 10.30713/0130-3872-2018-11-8-12

ОПТИМИЗАЦИЯ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ШАРОШЕНИЯ БУРОВОГО ЛОПАСТНОГО
ДОЛОТА С ПОДВИЖНЫМИ ОПОРАМИ (с. 8)

Эдуард Аркадьевич Петровский, д-р техн. наук, профессор,

Александр Константинович Данилов, канд. техн. наук, доцент,

Владимир Викторович Бухтояров, канд. техн. наук, доцент,

Дарья Михайловна Чепиль, магистрант

ФГАОУ ВО "Сибирский федеральный университет", Институт нефти и газа

660041, Россия, г. Красноярск, пр. Свободный, 82, стр. 6

e-mail: dasha.chepil2010@yandex.ru, danilov_ak@mail.ru

В статье рассмотрены вопросы, связанные с низкой надежностью и работоспособностью буровых лопастных долот при использовании пассивных опор, ограничивающих подачу. Повышение эффективности работы породоразрушающего инструмента и применение рациональных режимов бурения – основные задачи нефтегазодобывающей промышленности. Современные методы ограничения подачи увеличивают сопротивление бурению за счет трения пассивных опор о породу и изменяют величину резания-скалывания породы на забое скважины в результате их изнашивания. Разработана конструкция режущей части лопастного бурового долота, повышающая работоспособность инструмента путем установки рациональной величины резания-скалывания породы на забое скважины за счет подвижных опор, которые стабилизируют сопротивление резанию и предотвращают процесс прихватывания бура с породой. С помощью расчетов определена оптимальная высота установки подвижных опор относительно режущей кромки резца, которая рассчитывается и подбирается для каждой породы отдельно.

Ключевые слова: долото; буровой инструмент; лопастное долото; подвижные опоры; надежность; глубина резания-скалывания породы; силы резания; ограничение подачи

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.244.4.06 DOI: 10.30713/0130-3872-2018-11-13-22

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОГРАНИЧЕНИЯ ДЛЯ ДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ
СКВАЖИН И СУПРАМОЛЕКУЛЯРНАЯ ХИМИЯ В МЕТОДАХ УПРАВЛЕНИЯ ИМИ (с.13)

Зариф Закиевич Шарафутдинов, д-р техн. наук, главный научный сотрудник

ООО "НИИ Транснефть"

117186, Россия, г. Москва, Севастопольский просп., 47а

e-mail: SharafutdinovZZ@niitnn.transneft.ru

В статье рассмотрены вопросы существующих технологических ограничений для буровых и тампонажных растворов при строительстве скважин, а также методов управления ими, основанных на теоретических подходах супрамолекулярной химии. Представлены положения о структурном состоянии воды в дисперсных системах, растворах полимеров, глине, цементном камне. Показано, как через представления супрамолекулярной и общей химии становится возможным непротиворечиво описать поведение дисперсных систем в различных термодинамических условиях. Представления супрамолекулярной химии дают также возможность разрабатывать не только новые технические решения для управления свойствами буровых и тампонажных растворов, определять границы требуемых изменений, но и находить новые технологии, необходимые для добычи углеводородов.

Рассмотрение вопросов формирования супрамолекулярных структур позволило сделать выводы:

1. Положения супрамолекулярной химии расширяют существующие представления о применяемых жидкостях, горных породах, цементном камне и найти новые методы управления их свойствами.

2. Соединения включения, формирующиеся на основе воды и гидратообразующих соединений, крупноразмерных ионов, позволяют сохранить устойчивость глинистых отложений в процессе строительства скважин и обеспечить эксплуатационные свойства цементного камня в за- и межколонном пространстве.

3. Для реализации супра (нано) технологий в практической деятельности необходимо направленно исследовать влияние различных факторов, определяющих возможность формирования соединений включения в различных технологических процессах.

Ключевые слова: технология бурения; герметичность крепи скважин; качество строительства скважин; тампонажные растворы; буровые растворы; показатель фильтрации; реология; супрамолекулярная химия; соединения включения

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.24.06 DOI: 10.30713/0130-3872-2018-11-23-27

ВЫБОР КОНТРОЛЬНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЛЯ ПОЛИКАТИОННЫХ БУРОВЫХ
РАСТВОРОВ КАТБУРР (с. 23)

Азамат Миталимович Гайдаров, техник,

Дмитрий Владимирович Храбров, младший научный сотрудник,

Андрей Атласович Хуббатов, канд. техн. наук, заместитель начальника лаборатории,

Азат Давронович Норов, научный сотрудник,

Миталим Магомед-Расулович Гайдаров, начальник лаборатории

ООО "Газпром ВНИИГАЗ"

142717, Россия, Московская обл., Ленинский район, сельское поселение Развилковское, поселок Развилка, Проектируемый пр. № 5537, владение 15, стр. 1

e-mail: A_Gaydarov@vniigaz.gazprom.ru, D_Khrabrov@vniigaz.gazprom.ru, A_Khubbatov@vniigaz.gazprom.ru, A_Norov@vniigaz.gazprom.ru

Оценка качества буровых растворов проводится по проектным показателям, величина которых регламентируется в допустимых диапазонах. Применение поликатионных систем на Астраханском газоконденсатном месторождении показало, что некоторые общепринятые проектные показатели для различных модификаций поликатионных буровых растворов являются формальными и строгое их регламентирование не требуется. К таким показателям можно отнести рН среды, концентрацию 2-валентных катионов и условную вязкость. При бурении наклонно направленных скважин с целью улучшения очистки ствола скважины необходимо учитывать показатель эффективной вязкости при низких скоростях сдвига.

Впервые согласовано строительство скважин № 915Д и № 629 АГКМ осуществлять с применением поликатионных систем Катбурр без регламентирования показателей рН-среды, концентрации катионов кальция и магния и условной вязкости.

Ключевые слова: показатели бурового раствора; поликатионные буровые растворы; значение рН; концентрация катионов кальция и магния; условная вязкость

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.245.422 DOI: 10.30713/0130-3872-2018-11-28-33

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ
ОБЛЕГЧЕННОЙ ТАМПОНАЖНОЙ СМЕСИ (с. 28)

Алексей Михайлович Вороник, старший преподаватель,

Сергей Владиславович Каменских, канд. техн. наук, доцент, доцент кафедры,

Надежда Михайловна Уляшева, канд. техн. наук, заведующая кафедрой, профессор

ФГБОУ ВО "Ухтинский государственный технический университет"

169300, Россия, Республика Коми, ул. Первомайская, 9

e-mail: zav_bs@ugtu.net, skamenskih@ugtu.net, nulyasheva@ugtu.net

Крепление высокопроницаемых горных пород, содержащих сероводород, может сопровождаться возникновением поглощений тампонажного раствора, его недоподъемом до проектных значений, ускоренным разрушением цементного камня, заколонными перетоками, ремонтным цементированием и др. В результате этого происходит увеличение временных и материальных затрат на строительство скважин. Поэтому исследование, совершенствование и разработка облегченных и коррозионно-стойких составов тампонажных растворов и смесей с целью безаварийного крепления сероводородсодержащих высокопроницаемых горных пород, несомненно, является актуальной задачей. В статье представлены лабораторные эксперименты по определению коррозионной стойкости цементного камня облегченной тампонажной смеси, разработанной на кафедре бурения ФГБОУ ВО "УГТУ". В результате проведенных исследований установлено, что разработанная облегченная тампонажная смесь является коррозионно-стойкой и обладает пониженными плотностью и проницаемостью цементного камня, что позволяет использовать ее при цементировании сероводородсодержащих высокопроницаемых интервалов горных пород.

Ключевые слова: сероводородная агрессия; облегченная коррозионно-стойкая тампонажная смесь; гранулированное пеностекло; прочность на сжатие; коэффициент коррозионной стойкости

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.24 DOI: 10.30713/0130-3872-2018-11-34-39

ИЗВЕСТНЫЕ И НОВЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ И ТЕХНОЛОГИИ ПЕРВИЧНОГО
ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В СКВАЖИНАХ
ПОДЗЕМНЫХ ГЕЛИЕХРАНИЛИЩ (с. 34)

Наталья Владимировна Самсоненко, канд. техн. наук, старший преподаватель

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

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

e-mail: nvsamsonenko@rambler.ru

В статье рассматриваются известные и новые тампонажные смеси для первичного цементирования обсадных колонн в скважинах подземных гелиехранилищ. Сверхтекучесть и высокая проникающая способность гелия требуют ужесточения требований по охране недр и приводят к необходимости осуществления качественно нового подхода к первичному цементированию обсадных колонн в скважинах подземных гелиехранилищ. Повышение качества первичного цементирования всех обсадных колонн в скважинах подземных гелиехранилищ может быть обеспечено за счет улучшения подготовки заколонных и межколонных пространств к замещению тампонажными растворами. А использование новых порошкообразных расширяющихся тампонажных смесей и технологий их применения, образующих в процессе гидратации седиментационно-устойчивые облегченные аэрированные, утяжеленные и нормальной плотности растворы, а в процессе твердения камни с большой (более 5 %) величиной объемного расширения, позволят исключить возникновение осложнений процесса первичного цементирования обсадных колонн в скважинах длительного хранения гелиевого концентрата.

Ключевые слова: подземные гелиехранилища; скважина подземного хранения; каменная соль; хранение гелиевого концентрата; облегченный аэрированный тампонажный раствор; тампонажный раствор нормальной плотности; расширяющие добавки; технология цементирования обсадных колонн; тампонажные смеси; расширяющиеся тампонажные смеси; тампонажные цементы; цементирование скважин; осложнения процесса цементирования

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.245.4 DOI: 10.30713/0130-3872-2018-11-40-45

ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СКВАЖИН ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА
ПРИРОДНОГО ГАЗА, ОБОГАЩЕННОГО ГЕЛИЕМ, НА ЧАЯНДИНСКОМ НГКМ (с. 40)

Олег Гаврилович Мязин, заместитель генерального директора

ООО "Газпром геологоразведка"

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Герцена, 70

e-mail: lihushin@list.ru

Александр Михайлович Лихушин, д-р техн. наук, главный научный сотрудник,

Ольга Александровна Ковалевская, ведущий инженер

ООО "Газпром ВНИИГАЗ"

142717, Россия, Московская обл., Ленинский район, сельское поселение Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый проезд № 5537, владение 15, стр. 1

e-mail: lihushin@list.ru

Александр Сергеевич Оганов, д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой

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

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

e-mail: abprus@mail.ru

Обеспечение герметичности газовых и газоконденсатных скважин в различных природно-климатических и геолого-технических условиях является важнейшей задачей при разработке месторождений. При строительстве скважин для обустройства подземных хранилищ природного газа данная проблема приобретает особую значимость. В связи с тем, что газ Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения, содержащий в своем компонентном составе значительный объем гелия, будет закачиваться в подземные хранилища газа, к герметичности скважин будут предъявлены дополнительные требования. В статье представлены технико-технологические решения по повышению герметичности и долговечности скважин, в том числе за счет применения специальных конструкций скважин, способа их заканчивания с возможностью формулирования гидрозатвора над продуктивным пластом.

Сформулированы дополнительные требования к проектной конструкции скважин для условий хранения природного газа, обогащенного гелием. Показано, что в качестве лифтовой колонны должны быть использованы сварные насосно-компрессорные трубы с внутриколонным расположением пакерного устройства.

По результатам проведенных исследований определены параметры жидкостей гидрозатвора и надпакерных, которые могут обеспечить надежность и экологическую безопасность при эксплуатации скважин.

Предложено использование в качестве надпакерной жидкости в соответствующих условиях специальных жидкостей на основе многоатомных спиртов, например глицерина и его водных растворов.

Ключевые слова: конструкция скважин; подземное хранилище газа; природный газ, обогащенный гелием; специальная надпакерная жидкость

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276 DOI: 10.30713/0130-3872-2018-11-46-49

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА (с. 46)

Александр Яковлевич Третьяк, д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой,

Сергей Александрович Онофриенко, аспирант

Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова

346428, Россия, Ростовская область, г. Новочеркасск, ул. Просвещения, 132

e-mail: 13050465@mail.ru

В настоящее время по причине кольматации фильтров и прифильтровых зон простаивает значительное число скважин. Поэтому разработка и совершенствование средств борьбы с кольматацией в скважинах, предназначенных для добычи или нагнетания различных жидкостей и растворов, являются актуальными научными и техническими задачами.

В статье рассмотрено устройство, предназначенное для электрогидроударного воздействия на нефтяные и газовые пласты в призабойной зоне. В ходе применения данного устройства достигается технический результат, связанный с увеличением проницаемости нефтегазовых пластов и увеличением нефте- и газоотдачи. Применение данного устройства для очистки фильтров скважин позволяет добиться восстановления производительности до 100 % от первоначальной, является более экологичным и требует меньших временных затрат по сравнению с другими методами регенерации, что говорит о значительной экономической эффективности.

Ключевые слова: призабойная зона; нефтегазовый пласт; проницаемость пласта; нефте- и газоотдача; кольматация фильтра; электрогидроудар; электропроводность; электрод; суспензия полимера; геофизический кабель

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.054.23:62-192 DOI: 10.30713/0130-3872-2018-11-50-55

РАСЧЕТНАЯ МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЁЖНОСТИ
УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ НА ОСНОВЕ
СТАТИСТИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ (с. 50)

Евгений Сергеевич Юшин, канд. техн. наук, доцент кафедры,

Игорь Юрьевич Быков, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой

Ухтинский государственный технический университет

169300, Россия, г. Ухта, Республика Коми, ул. Первомайская, 13.

e-mail: EvgeniyYushin@mail.ru, ibykov@ugtu.net

В статье представлена методика аналитической оценки прогнозных показателей эксплуатационной надёжности оборудования на основе эмпирических наблюдений за отказами (на примере установок электроцентробежных насосов для добычи нефти).

Ключевые слова: установка электроцентробежного насоса; показатели эксплуатационной надёжности; наработка до отказа; статистический анализ; прогнозные показатели; распределение Вейбулла; критический срок эксплуатации; интенсивность восстановления; интенсивность замен; аналитическая методика

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.43 DOI: 10.30713/0130-3872-2018-11-56-61

МАГНИТНЫЙ СЕПАРАТОР ДЛЯ ДООЧИСТКИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ ОТ ЭМУЛЬГИРОВАННОЙ
НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ НАНОДИСПЕРСНОГО МАГНЕТИТА (с. 56)

Игорь Юрьевич Быков, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой,

Александр Анатольевич Лютоев, старший преподаватель,

Юрий Геннадьевич Смирнов, канд. физ.-мат. наук, доцент, заведующий кафедрой,

Ухтинский государственный технический университет (ФГБОУ ВО УГТУ)

169300, Россия, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, 13

e-mail: ibykov@ugtu.net, allyutoev@yandex.ru, zav_pmi@ugtu.net

Владимир Иванович Семин, д-р техн. наук, главный научный сотрудник

ООО "Научно-производственное объединение "Буровая техника"

140080, Россия, г. Москва, ул. Летниковская, 9

e-mail: symin.v@mail.ru

Предложена конструкция магнитного сепаратора, предназначенного для извлечения эмульгированных капель нефти из пластовой воды, с применением нанодисперсных частиц магнетита и неоднородного магнитного поля. Детально описана методика оценки производительности магнитного сепаратора в рассматриваемой конструкции и выбора оптимальных параметров.

Ключевые слова: магнитный сепаратор; неодимовый магнит; высокодисперсный магнетит; эмульгированная нефть; ферромагнитный картридж

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.242.4 DOI: 10.30713/0130-3872-2018-11-62-68

ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ БЕРЕГОВЫХ СООРУЖЕНИЙ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА В УСЛОВИЯХ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА (с. 62)

Муминат Абдуллаевна Магомедгаджиева, канд. геол.-минер. наук, начальник отдела,

Гарри Сергеевич Оганов, д-р техн. наук, профессор, первый заместитель генерального директора,

Игорь Борисович Митрофанов, заместитель генерального директора,

Алексей Михайлович Карпов, начальник департамента

ООО "Красноярскгазпром нефтегазпроект"

660075, г. Красноярск, ул. Маерчака, 10,

e-mail: M.Мagomedgadzhieva@krskgazprom-ngp.ru, g.oganov@krskgazprom-ngp.ru, i.mitrofanov@krskgazprom-ngp.ru, a.karpov@krskgazprom-ngp.ru

В статье приведены основные принципы проектирования оснований береговых сооружений в сложных геокриологических условиях арктического шельфа, позволяющие обеспечить не только их устойчивость и многолетнюю эксплуатационную надежность, но и получить экономический эффект. Рассмотрен пример выбора местоположения площадки водозабора с учетом существующих геокриологических условий и предотвращения активизации геокриологических процессов. На основе прогнозных теплотехнических расчетов разработаны технические решения по обеспечению устойчивости инженерных сооружений с использованием современных систем температурной стабилизации.

Ключевые слова: арктический шельф; сложные геокриологические условия; многолетнемерзлые грунты; устойчивость береговых сооружений; система термостабилизации грунтов; комплексный геотехнический мониторинг

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.279.04 DOI: 10.30713/0130-3872-2018-5-69-72

ИЕРАРХИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ПРОЕКТИРОВАНИЯ МОРСКИХ
НЕФТЕГАЗОВЫХ СООРУЖЕНИЙ (с. 69)

Владимир Павлович Безкоровайный, д-р техн. наук, профессор,

Василий Дмитриевич Баязитов, магистр

РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина

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

e-mail: vpbp@mail.ru

В статье рассматриваются основные организационные и технологические проблемные моменты реализации масштабного технического проекта: управление большим количеством данных при проектировании и строительстве, координация участвующих подрядчиков и информационное моделирование в проекте. Целью работы является совершенствование координации инжиниринговых процессов при создании проектов морских нефтегазовых сооружений. Предлагается инструмент – структурная матрица процесса проектирования МНГС, позволяющая компании-оператору и субподрядчикам, задействованным в проекте, оптимизировать свою работу и повысить качество операционной деятельности. Минимизируются потери времени на коммуникации и поиск информации для принятия решений, снижается нагрузка на участников проектной команды, существенно повышается эффективность организации проектирования и строительства.

Ключевые слова: проектирование; морские нефтегазовые сооружения; проектные процессы; управление проектами

Заказать статью в электронной библиотеке

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

Главная страница журнала