ISSN 1999-6934

Научно-технический журнал

ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИИ

ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

                                                                                                     Издается с 2001 г.

Апрель 2018 г.                                  № 2                          Выходит 6 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

Лачков А.Г. Издательской деятельности ОАО "ВНИИОЭНГ" – 50 лет (стр. 5‑7)

 

МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ

 

Кершенбаум В.Я., Гусева Т.А., Пантелеев А.С. Проблематика импортозамещения с позиций конкурентоспособности оборудования нефтегазового комплекса (стр. 8‑16)

 

Богомолов Р.М., Сериков Д.Ю., Гринев А.М., Дедов Н.И. Бурение дополнительных боковых стволов долотами PDC (стр. 17‑20)

 

Ясашин В.А., Кобзева Э.В., Мартынов С.Н. Методика сертификационных испытаний задвижки дисковой штуцерной револьверной. Сравнение отечественной и зарубежной нормативно-технической документации на трубопроводную арматуру (стр. 21‑26)

 

Деговцов А.В., Ивановский В.Н., Кривенков С.В., Кузнецов И.В., Лавриненко А.А., Мухаметшин А.Р., Сабиров А.А. Анализ причин усталостных сломов валов электроприводных центробежных насосов (стр. 27‑33)

 

Омельянюк М.В., Пахлян И.А. Очистка систем рубашечного охлаждения компрессорных и силовых цилиндров газомотокомпрессоров (стр. 34‑38)

 

Мильштейн Л.М. Определение размеров сопел Вентури депульсаторов, устанавливаемых перед входными нефтегазовыми сепараторами (стр. 39‑43)

 

Абдюкова Р.Я. Влияние конструктивных параметров на работоспособность клапанов буровых поршневых насосов (стр. 44‑50)

 

Гареев А.А. Солеотложение в центробежном насосе как результат кипения (стр. 51‑56)

 

Хабибуллин М.Я. Исследование влияния режимных параметров работы центробежного погружного насоса на его надежность (стр. 57‑59)

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Конева И.А., Русмиленко В.Э. Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти: технические и экономические аспекты (стр. 60‑65)

 

НОВЫЕ МЕТОДЫ И ТЕХНОЛОГИИ

 

Дорфман М.Б., Тараканов В.М. Изучение восстановления проницаемости призабойной зоны коллектора после воздействия полимерными изолирующими агентами (стр. 66‑69)

 

МАТЕРИАЛЫ И РЕАГЕНТЫ

 

Жиркеев А.С., Табашников Р.А., Сахапова А.К., Хасанова Д.К. Использование неорганических вяжущих материалов при ремонте нефтепромысловых скважин (стр. 70‑74)

 

Мамедов К.А. О новой композиции для защиты резьбовых соединений насосно-компрессорных труб (стр. 75‑77)

 

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ, ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И АППАРАТУРА

 

Тишков А.А., Лымарь И.В., Ходьков Е.Н., Цагельник А.А., Трус М.В. Исследования процессов рассоления галита в породах-коллекторах Ново-Березинского нефтяного месторождения Республики Беларусь (стр. 78‑85)

 

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 622.276

 

ИЗДАТЕЛЬСКОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОАО "ВНИИОЭНГ" – 50 ЛЕТ (с. 5)

 

Александр Григорьевич Лачков, генеральный директор

 

ОАО "ВНИИОЭНГ"

117420, Россия, г. Москва, ул. Наметкина, 14, корп. 2,

e-mail: vniioeng@mcn.ru

 

В статье представлена информация об издательской деятельности ОАО "ВНИИОЭНГ", одном из старейших научно-исследовательских институтов нефтегазовой промышленности. В течение многих лет институт занимается издательской деятельностью, выпускает семь научно-технических журналов. Рассматривается возможность создания совместной с РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина информационной платформы на базе журналов ОАО "ВНИИОЭНГ", расширения сотрудничества с другими организациями.

 

Ключевые слова: научно-технические журналы; Перечень ВАК; базы данных РИНЦ и Chemical Abstracts; Digital Object Identifier (DOI); РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина; предприятия нефтегазового комплекса.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.245.73          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-8-16

 

ПРОБЛЕМАТИКА ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЯ
С ПОЗИЦИЙ КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА (с. 8)

 

Всеволод Яковлевич Кершенбаум, профессор, докт. техн. наук, заведующий кафедрой стандартизации, сертификации и управления качеством производства нефтегазового оборудования,

Татьяна Алексеевна Гусева, доцент, канд. техн. наук,

Александр Сергеевич Пантелеев, старший преподаватель, канд. техн. наук

 

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

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

e-mail: tkaning@yandex.ru, tguseva14@yandex.ru, aleksandr.panteleew@yandex.ru

 

В настоящей статье проанализировано существующее положение дел с проектами государственной программы импортозамещения, исследована проблематика данного вопроса, сформулированы препятствия, возникающие при реализации проектов. Отдельно рассмотрено влияние документов национальной системы стандартизации в контексте повышения конкурентоспособности отечественного оборудования и технологий нефтегазового комплекса (НГК). Предложен алгоритм совершенствования технических стандартов на объект импортозамещения, рассмотренный на примере ответственного элемента при бурении – противовыбросового оборудования (ОП). Дан анализ конкурентных преимуществ импортного ОП, проведено сопоставление зарубежных и российской нормативных баз, определен уровень гармонизации документов. В заключение приведены принципы комплексной стандартизации, обеспечивающие создание конкурентоспособной отечественной продукции.

 

Ключевые слова: импортозамещение; конкурентоспособность; противовыбросовое оборудование; документы по стандартизации; комплексная стандартизация.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.24          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-17-20

 

БУРЕНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ БОКОВЫХ СТВОЛОВ
ДОЛОТАМИ
PDC (с. 17)

 

Родион Михайлович Богомолов¹, ², докт. техн. наук, профессор, зав. базовой кафедрой "Инновационные технологии" АО "Волгабурмаш", проф. кафедры "Бурение нефтных и газовых скважин" СамГТУ,

Дмитрий Юрьевич Сериков³, канд. техн. наук, доцент,

Алексей Михайлович Гринев¹, главный инженер проектов породоразрушающих инструментов,

Николай Иванович Дедов², канд. техн. наук, проф. кафедры "Механика"

 

¹ АО "Волгабурмаш"

443004, Россия, г. Самара, пос. Соцгород, ул. Грозненская, 1

 

² Самарский государственный технический университет

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

 

³ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина

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

e-mail: serrico@rambler.ru

 

В статье даны результаты исследований по разработке конструкции алмазных долот PDC малого диаметра для бурения дополнительных боковых стволов горизонтальных скважин. Приводятся рекомендации по созданию принципиально новых долот с эффектом самоввинчивания, компенсирующим недостаток осевой нагрузки от веса бурильной колонны уменьшенного диаметра, обусловленного габаритами внутреннего диаметра обсадной колонны. Этого веса, как правило, недостаточно для разрушения породы на забое и интенсивной работы долота PDC.

 

Ключевые слова: горизонтальные боковые стволы скважин; отверстия–окна в обсадной колонне; заход в боковой ствол; породоразрушающие алмазные резцы (РDС); бурильные трубы; разбуриваемые горизонты; корпус долота; вибрации при бурении; эффект самоввинчивания долота.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.692:621.646.5          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-21-26

 

МЕТОДИКА СЕРТИФИКАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ
ЗАДВИЖКИ ДИСКОВОЙ ШТУЦЕРНОЙ РЕВОЛЬВЕРНОЙ. СРАВНЕНИЕ
ОТЕЧЕСТВЕННОЙ И ЗАРУБЕЖНОЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ
ДОКУМЕНТАЦИИ НА ТРУБОПРОВОДНУЮ АРМАТУРУ (с. 21)

 

Виталий Анатольевич Ясашин, докт. техн. наук, профессор,

Элина Владимировна Кобзева, магистрант

 

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

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

e-mail: yasashin@rambler.ru, kobzeva17@yandex.ru

 

Сергей Николаевич Мартынов, первый зам. генерального директора

 

АО "Завод экспериментальных машин"

109316, Россия, г. Москва, Остаповский проезд, 13,

e-mail: ZAOZEM@mail.ru

Подтверждено, что в системах добычи, а также транспорта и хранения нефти, нефтепродуктов и газа запорная и регулирующая арматура играет исключительно важную роль в обеспечении надежности этих систем на всех режимах функционирования.

Представлена конструктивная схема задвижки дисковой штуцерной револьверной (ЗДШР) как объекта запорной и регулирующей арматуры в системе добычи, транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов.

Рассмотренные конструктивные особенности и принцип работы ЗДШР позволили оценить ее преимущества и недостатки.

Проведен анализ требований отечественных стандартов к задвижкам дисковым штуцерным револьверным в области испытаний с рассмотрением стендовой базы испытаний как пневматических, так и гидравлических. Представлены результаты испытания на прочность и плотность материала деталей, герметичность относительно внешней среды, герметичность затвора, на работоспособность.

Проведенный сравнительный анализ государственных стандартов РФ и спецификации API Spec 6D подтверждает конкурентоспособность отечественной запорно-регулирующей арматуры.

 

Ключевые слова: запорно-регулирующая арматура; качество; стандарт; испытания; нефтегазовое оборудование; сертификация.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.53.054.23:621.67-83          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-27-33

 

АНАЛИЗ ПРИЧИН УСТАЛОСТНЫХ СЛОМОВ ВАЛОВ УСТАНОВОК
ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ (с. 27)

 

Алексей Валентинович Деговцов, канд. техн. наук, доцент,

Владимир Николаевич Ивановский, докт. техн. наук, зав. кафедрой,

Сергей Валерьевич Кривенков, канд. техн. наук, доцент,

Иван Владимирович Кузнецов, ведущий инженер,

Альберт Азгарович Сабиров, канд. техн. наук, зав. лабораторией

 

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

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

e-mail: degovtsov.aleksey@yandex.ru, ivanovskivn@yandex.ru, sv.krivenkov@gmail.com, kuznetsov.ivl@mail.ru, sabirov@gubkin.ru

 

Андрей Андреевич Лавриненко, зам. директора департамента добычи,

Айдар Ромилевич Мухаметшин, главный технолог департамента добычи

 

Бейкер Хьюз Россия – Каспий

e-mail: lavrinenko.f@gmail.com, Aydar.Mukhametshin@bakerhughes.com

 

Основным видом оборудования для добычи нефти на месторождениях Западной Сибири являются установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН), которые работают в осложненных условиях.

В статье представлен анализ отказов данного оборудования по причине "слом вала" на одном из месторождений Западной Сибири. Анализ отказов показал, что сломы валов происходят в различных элементах УЭЦН, при этом установлено, что 44 % сломов носят пластический характер и 56 % отказов связано с усталостным сломом валов.

Пластические сломы происходят при "клинах" на ходу или попытках "расклинки" насоса, которые сопровождаются значительным ростом нагрузок на вал.

Усталостные сломы валов происходят без роста нагрузок в местах значительных концентраций напряжений. Анализ изломов валов показал, что большинство усталостных сломов (84 %) происходят по шлицам в районе муфтового соединения.

В статье представлены данные по наработке до отказа УЭЦН, преждевременным отказам УЭЦН, связанным с усталостным сломом вала, которые показали, что средняя наработка по причине усталостного слома вала составляет 74 сут, при этом больше половины УЭЦН (53 %) отработали не более 40 сут. Представлено распределение отказов по причинам, вызвавшим усталостный слом вала УЭЦН.

Высокое содержание абразивных частиц в скважинной продукции приводит к ускоренному виброабразивному износу радиальных сопряжений рабочих органов, в результате которого возникают вибрационные нагрузки и происходит усталостный слом вала. Высокое свободное газосодержание способствует износу рабочих органов при наличии механических примесей, а также работе установок ЭЦН за пределами рабочей характеристики насоса.

Анализ инклинограмм скважин показал, что весьма ограничены интервалы участков для размещения оборудования без поперечного изгиба, это в дальнейшем ведет к усталостному слому вала.

К усталостному слому вала могут привести переменные нагрузки от момента кручения, это наблюдается при колебаниях выходной частоты питающего напряжения на частотных станциях управления.

Колебания частоты питающего напряжения могут быть вызваны различными причинами, в частности – подключением к питающей сети скважин с УЭЦН мощных электроприводов буровой установки.

 

Ключевые слова: установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН); слом вала; пластический слом; усталостный слом.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 621.565.94          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-34-38

 

ОЧИСТКА СИСТЕМ РУБАШЕЧНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ
КОМПРЕССОРНЫХ И СИЛОВЫХ ЦИЛИНДРОВ ГАЗОМОТОКОМПРЕССОРОВ (с. 34)

 

Максим Витальевич Омельянюк, канд. техн. наук, зав. кафедрой "Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов" Армавирского механико-технологического института,

Ирина Альбертовна Пахлян, канд. техн. наук, доцент кафедры "Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов" Армавирского механико-технологического института

 

ФГОУВО "Кубанский государственный технологический университет"

352900, Россия, Краснодарский край, г. Армавир, ул. Кирова, 127,

e-mail: m.omelyanyuk@mail.ru

 

В процессе эксплуатации газомотокомпрессоров происходит образование отложений солей и продуктов коррозии в системах охлаждения компрессорных или силовых цилиндров в зависимости от типа газомотокомпрессора. Это приводит к повышению сопротивления теплопередачи, повышению температуры охлаждающей жидкости и, в итоге, к поломке дорогостоящего оборудования. Были проведены аналитические и экспериментальные исследования, в результате которых разработана технология гидродинамической очистки систем охлаждения газоперекачивающих агрегатов, поршневых воздушных и кислородных компрессоров от различных отложений; разработаны и изготовлены экспериментальная установка очистки систем охлаждения газомотокомпрессоров и гидродинамические кавитаторы, определены их оптимальные конструктивные параметры. Разработанные технологические решения и технические средства были промышленно апробированы на Краснодарском подземном хранилище газа ООО "Газпром ПХГ" и в Вуктыльском газопромысловом управлении (Республика Коми) ООО "Газпром добыча Краснодар". Это позволило восстановить паспортную теплопередачу, обеспечить безаварийную работу агрегатов в дальнейшем.

 

Ключевые слова: газомотокомпрессор; насадки; гидродинамический метод; кавитация; очистка; отложения; соли.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.8.05:655.622          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-39-43

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЗМЕРОВ СОПЕЛ ВЕНТУРИ ДЕПУЛЬСАТОРОВ,
УСТАНАВЛИВАЕМЫХ ПЕРЕД ВХОДНЫМИ НЕФТЕГАЗОВЫМИ СЕПАРАТОРАМИ
(с. 39)

 

Леонид Маркович Мильштейн, канд. техн. наук, заслуженный изобретатель РСФСР

 

e-mail: mleonmark@gmail.com

 

Рассмотрено определение всех размеров сопел Вентури (СВ) депульсаторов, что является важной задачей в нефтегазовой технологии. Создана методика расчета сопел Вентури депульсаторов для всех входных нефтегазовых сепараторов. Основным размером сопел Вентури является диаметр критического сечения, который выбирается по расходу жидкости и газа, промежуточным между минимальным и максимальным: для нефтегазовых сепараторов минимальный диаметр критического сечения СВ определен расходом жидкости по техническому условию (ТУ), максимальный – расходом жидкости через патрубки или трубопроводы выхода из сепараторов со скоростью 4 м/с; для нефтегазовых сепараторов со сбросом воды минимальный и максимальный диаметры определены расходами жидкости по ТУ, скорость газа в критическом сечении при этом должна быть не более 320 м/с.

 

Ключевые слова: размер; сопло Вентури; депульсатор; методика; расчет; сепаратор; патрубок; трубопровод; диаметр; критическое сечение; скорость; жидкость; газ.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.53          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-44-50

 

ВЛИЯНИЕ КОНСТРУКТИВНЫХ ПАРАМЕТРОВ НА РАБОТОСПОСОБНОСТЬ
КЛАПАНОВ БУРОВЫХ ПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ (с. 44)

 

Рима Явдатовна Абдюкова, канд. техн. наук, доцент кафедры "Механика и технология машиностроения"

 

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет", филиал в г. Октябрьский

452600, Россия, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54a,

e-mail: abd_rima1968@mail.ru

 

На буровые насосы приходится существенная доля отказов и затрат времени на ремонтные работы. Работоспособность поршневых насосов в основном определяют детали гидравлической части. Использование абразивосодержищих и агрессивных рабочих сред при высоком давлении снижает технический ресурс деталей гидравлической части насосов. Одними из важных элементов гидравлической части насосов являются клапаны. Их работа во многом определяет степень совершенства конструкции насоса: высоту всасывания, величину объемного КПД и коэффициент подачи, динамику работы насосного агрегата. Поэтому решение вопросов, направленных на увеличение долговечности деталей гидравлической части насоса, а в частности клапанов, на сегодняшний день остается весьма актуальной.

Цели и задачи               

1. Анализ условий эксплуатации буровых поршневых насосов и причин их отказов.

2. Оценка эффективности конструкций клапанов буровых поршневых насосов и анализ их износа.

В результате проведенного анализа выполненных работ в направлении совершенствования клапанов буровых насосов необходимо отметить, что на состояние опорных металлических поверхностей клапана могут оказывать конструктивные параметры.

Изучая характеристику условий работы и анализируя процесс изнашивания клапанов буровых насосов, необходимо отметить, что износ обнаруживается на следующих участках:

– на направляющих поверхностях;

– на опорных и посадочных поверхностях;

– в уплотнительных устройствах.

В результате проведенного анализа выполненных работ в направлении совершенствования клапанов буровых насосов необходимо провести промысловые испытания предложенных клапанов.

 

Ключевые слова: износ поршневого клапана; клапан поршневого насоса; тарель; седло; уплотнительный элемент.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 621.671          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-51-56

 

СОЛЕОТЛОЖЕНИЕ В ЦЕНТРОБЕЖНОМ НАСОСЕ
КАК РЕЗУЛЬТАТ КИПЕНИЯ (с. 51)

 

Адиб Ахметнабиевич Гареев, канд. техн. наук, инженер II категории производственного отдела НГДУ "Нижнесортымскнефть"

 

ОАО "Сургутнефтегаз"

628447, Россия, Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, Сургутский район, п. Нижнесортымский, ул. Энтузиастов, 12,

e-mail: adibg@mail.ru

 

Статья является продолжением теоретических исследований в области техники и технологии эксплуатации нефтяных скважин центробежными насосами низкой производительности, которые составляют основу так называемого "осложненного фонда".

В работе впервые рассматриваются термобарические условия эксплуатации электроцентробежного насоса в скважинах с низкими коллекторскими свойствами. Доказано, что работа центробежной установки в скважине с низким притоком приводит к разогреву насоса. Повышение температуры насоса приводит к кипению пластовой воды внутри насоса и началу отложения солей.

 

Ключевые слова: эксплуатация электроцентробежного насоса в нефтяных скважинах низкой производительности; разогрев центробежного насоса при эксплуатации в скважинах с низкими коллекторскими свойствами; отложение солей в установках ЭЦН из-за наступления режима кипения.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.53.054.23:621          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-57-59

 

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ
ЦЕНТРОБЕЖНОГО ПОГРУЖНОГО НАСОСА НА ЕГО НАДЕЖНОСТЬ (с. 57)

 

Марат Яхиевич Хабибуллин, канд. техн. наук, доцент

 

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет", филиал в г. Октябрьский

452600, Россия, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54a,

е-mail: m-hab@mail.ru

 

Приводятся обоснования требований к форме левой части ветви теоретических и рабочих характеристик погружных центробежных насосов при подаче нефти, меньшей, чем при расчетном режиме. Для этого рассматриваются возможности эксплуатации насосов при всплытии рабочих колес. В результате выявлено, что большая крутизна характеристик H(Q) на режимах малых подач экономически невыгодна. При длительной работе насоса в условиях всплытия рабочего колеса и большом зазоре между нижним уплотнительным кольцом рабочего колеса и сопряженной поверхностью направляющего аппарата может возникнуть автоколебательный процесс, приводящий к быстрому износу деталей ступени насоса.

 

Ключевые слова: центробежный насос; характеристика; напор; подача.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-60-65

 

РАЗРАБОТКА ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ:
ТЕХНИЧЕСКИЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ (с. 60)

 

Ирина Анатольевна Конева, магистрант Института геологии и нефтегазодобычи,

Вячеслав Эрнстович Русмиленко, магистрант Института геологии и нефтегазодобычи

 

Тюменский индустриальный университет (ТИУ)

625027, Россия, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 70,

e-mail: konewa.irina@mail.ru, rusmilenko.slava@mail.ru

 

Показана актуальность интенсификации разработки трудноизвлекаемых запасов нефти (ТрИЗН) как один из факторов для обеспечения внутренней энергобезопасности России. Охарактеризованы современные проблемы нефтегазохимического комплекса, в частности, истощение нефтяных месторождений, низкие коэффициенты извлечения, неразвитость инфраструктуры добычи и транспортировки, нехватка инвестиций для внедрения инновационных методов интенсификации нефтеотдачи и высокая стоимость геолого-разведочных работ. Проведено обобщение определений и классификационных подходов к ТрИЗН. Показано, что разработка таких запасов требует внедрения инновационных технологий, материалов и оборудования, более затратных, чем при традиционных процессах добычи нефти. Определено, что стимулирование разработки ТрИЗН в настоящее время заключается в установлении ряда налоговых и экспортных льгот. Выявлена недостаточность данных мер стимулирования для развития инновационных технологий разработки ТрИЗН. Предложены направления технико-экономического стимулирования добычи ТрИЗН для использования их в формировании стратегий и программ развития на государственном уровне.

 

Ключевые слова: тудноизвлекаемые запасы; классификация; методы увеличения нефтеотдачи; коэффициент извлечения нефти; геолого-разведочные работы; налоговые льготы; таможенные тарифы; стимулирование.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.64          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-66-69

 

ИЗУЧЕНИЕ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ
ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КОЛЛЕКТОРА ПОСЛЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ
ПОЛИМЕРНЫМИ ИЗОЛИРУЮЩИМИ АГЕНТАМИ (с. 66)

 

Михаил Борисович Дорфман, канд. техн. наук, проф. кафедры бурения скважин, разработки нефтяных и газовых месторождений,

Вячеслав Михайлович Тараканов, студент

 

Северный (Арктический) федеральный университет им. М.В. Ломоносова (САФУ)

163000, Россия, г. Архангельск, Набережная Северной Двины, 14,

e-mail: m.dorfman@narfu.ru, TSlavaM@yandex.ru

 

В настоящее время в России основная часть нефтяных месторождений находится на поздней стадии разработки или относится к трудно извлекаемым запасам. Это заставляет нефтяные компании активно использовать методы интенсификации добычи нефти. Особенно широкое применение получил метод обработки призабойной зоны пласта кислотами. Но данный метод не всегда дает положительные результаты, так как структура залежи углеводородов неоднородна и существуют коллекторы с меньшей проницаемостью, которые слабо подвергаются обработке. В статье приводятся результаты и дается анализ экспериментов по восстановлению продуктивных характеристик пласта после проведения работ по выравниванию профиля приёмистости при кислотной обработке в случае применения предварительной селективной изоляции высокопроницаемых интервалов полимерными растворами. Приводятся графические зависимости подвижности растворов от времени фильтрации через экспериментальные образцы, моделирующие пластовые условия.

 

Ключевые слова: кислотная обработка; полиакриламид; выравнивание профиля приёмистости; восстановление проницаемости; подвижность растворов.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.7:622.245.43          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-70-74

 

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НЕОРГАНИЧЕСКИХ ВЯЖУЩИХ МАТЕРИАЛОВ
ПРИ РЕМОНТЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СКВАЖИН (с. 70)

 

Александр Сергеевич Жиркеев, канд. техн. наук, зав. сектором организации промысловых работ отдела эксплуатации и ремонта скважин,

Альфия Камилевна Сахапова, канд. техн. наук, зав. сектором лабораторных исследований отдела эксплуатации и ремонта скважин

 

"ТатНИПИнефть" ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина

423200, Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32,

e-mail: jirkeev@tatnipi.ru, ers119@tatnipi.ru

 

Роман Алексеевич Табашников, зам. директора по технологии

 

ООО "ТаграС-РемСервис"

423450, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Производственная, 2,

e-mail: tra@tagras.ru

 

Дильбархон Келамединовна Хасанова, канд. хим. наук, старший научный сотрудник группы эксплуатации и ремонта скважин

 

ООО НПЦ "Нефтегазовые технологии"

423200, Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32,

e-mail: hasanova@tatnipi.ru

 

В зависимости от температуры тепловой обработки различают низкообжиговые и высокообжиговые неорганические вяжущие материалы. Первые характеризуются быстрым отверждением, и использование их для ремонтных работ в скважинах может быть опасным из-за возможности возникновения аварийной ситуации, вторые характеризуются медленным отверждением, поэтому, затворённые на безводной жидкости, они будут отверждаться только при контакте с водой в изолируемом интервале. Даже небольшое содержание воды приводит к резкому загустеванию раствора низкообжигового вяжущего, приготовленного на безводной жидкости. Раствор высокообжигового вяжущего, приготовленный на воде, быстро отверждается при добавлении жидкого стекла, без него схватывание раствора происходит через 2–5-е сут. Однако при планировании работ с высокообжиговым вяжущим материалом следует учитывать возможность ложного схватывания, которое заключается в том, что через несколько минут после перемешивания суспензии молотого высокообжигового вяжущего с водой наблюдается преждевременное загустевание суспензии. Повторное перемешивание суспензии с признаками ложного схватывания полностью восстанавливает ее подвижность, поэтому до закупки высокообжигового вяжущего материала следует проверять его образцы на наличие ложного схватывания. Проведенные лабораторные исследования и промысловые испытания показали принципиальную возможность использования при ремонте скважин растворов на основе высокообжиговых вяжущих материалов, которые в ряде случаев могут стать альтернативой тампонажному цементу.

 

Ключевые слова: неорганические вяжущие материалы; низкообжиговые вяжущие; высокообжиговые вяжущие; углеводородный раствор; тампонажный раствор; ложное схватывание.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 620.193/.197          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-75-77

 

О НОВОЙ КОМПОЗИЦИИ ДЛЯ ЗАЩИТЫ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ (с. 75)

 

Камран Алимирза оглы Мамедов, канд. техн. наук, доцент

 

НИПИ "Нефтегаз" ГНКАР

AZ1012, Азербайджан, г. Баку, ул. Зардаби, 88а,

e-mail: к.а.мammedov@gmail.com

 

Статья посвящена защите резьбовых соединений насосно-компрессорных труб от коррозии пластическими композициями на основе продуктов местного производства. При разработке пластической композиции использовались битум марки БНБ 70/30, соапсток, тяжёлая пиролизная смола, парафин, а в качестве наполнителя – природные битумы, содержащие песок и глину. Разработанная пластическая композиция обладает более высокими значениями температуры текучести, адгезии и защитным эффектом от коррозии.

Промысловые испытания пластической композиции были проведены на добывающей скв. 205 месторождения Гюнешли. При испытании композиции выявлены ее высокие смазывающие, антикоррозионные и уплотняющие свойства.

 

Ключевые слова: нефтепромысловое оборудование; насосно-компрессорные трубы; нефтедобывающая скважина; пластическая композиция; коррозия; агрессивность среды.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4:552.54          DOI: 10.30713/1999-6934-2018-2-78-85

 

ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ
РАССОЛЕНИЯ ГАЛИТА В ПОРОДАХ-КОЛЛЕКТОРАХ
НОВО-БЕРЕЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ (с. 78)

 

Андрей Александрович Тишков, инженер-технолог службы модельных исследований БелНИПИнефть,

Игорь Владимирович Лымарь, канд. техн. наук, заведующий отделом техники и технологии воздействия на пласт БелНИПИнефть,

Евгений Николаевич Ходьков, ведущий инженер-технолог службы модельных исследований БелНИПИнефть,

Андрей Александрович Цагельник, инженер-технолог службы модельных исследований БелНИПИнефть,

Максим Васильевич Трус, инженер-технолог службы модельных исследований БелНИПИнефть

 

РУП "Производственное объединение "Белоруснефть"

246003, Республика Беларусь, г. Гомель, ул. Книжная, 15б,

e-mail: a.tishkov1@beloil.by

 

В статье рассматриваются результаты динамических исследований технологии рассоления галита (каменной соли) в термобарических условиях Ново-Березинского нефтяного месторождения Республики Беларусь. Эксперименты выполнялись с использованием фильтрационной установки Autoflood–700 компании "Vinci Technologies SA" (Франция), позволяющей моделировать процессы фильтрации различных флюидов через натуральные образцы горных пород, в условиях, максимально приближенных к пластовым. Эксперименты по рассолению галита проводились по двум технологическим схемам: поддержание пластового давления в нефтяных залежах посредством закачки пресной воды, интенсификация притока нефти из засолоненного пласта-коллектора.

 

Ключевые слова: керновый материал; коллектор; фильтрационно-емкостные свойства; проницаемость; давление; фильтрация; галит.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

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

Главная страница журнала