ISSN 0207-2351

Научно-технический журнал

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО

                                                                                                             Издается с 1965 г.

Июнь 2019 г.                         6 (606)                      Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Инсафов Р.М., Егоров А.Ф., Гильманова Р.Х., Рахматуллин А.А. Исследование изменения коэффициента вытеснения нефти в зонах переменного объема закачки рабочего агента в пласт (стр. 5‑9)

 

Артюхович В.К. Методика оценки минимального давления смешиваемости углеводородного газа и нефти по данным экспериментальных исследований (стр. 10‑13)

 

Марегатти Альварес М.А., Саласар М. Изучение региональной изменчивости свойств газа шельфового месторождения методами хроматографического анализа проб газа (стр. 14‑18)

 

Афанаскин И.В., Бахтин В.А., Вольпин С.Г., Королев А.В., Поддерюгина Н.В. Использование системы САПФОР для создания параллельной версии программы для моделирования многокомпонентной фильтрации при разработке месторождений нефти и газа (стр. 19‑28)

 

Сафиуллин И.Р., Махмутов А.А., Сарваретдинов Р.Г., Корнев Е.В. Потенциальные возможности добычи нефти из некондиционных коллекторов (стр. 29‑31)

 

Гильманова Р.Х., Махмутов А.А., Рахматуллин А.А., Торопчин О.П., Тупицин А.М., Янкин А.Б. Неизотермическое моделирование процесса вытеснения вязкой нефти из карбонатного коллектора путем генерирования двуокиси углерода закачкой большеобъемных оторочек соляной кислоты в пласт (стр. 32‑35)

 

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 

Иконникова Л.Н., Золотухин А.Б. Оценка эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти при соляно-кислотной обработке. Часть 2. (стр. 36‑40)

 

Халадов А.Ш., Дудников Ю.В., Ямалетдинова К.Ш., Тасуева Й.Д., Дудаев М.М. Аналитический обзор и анализ результатов соляно-кислотного воздействия в скважинах с неоднородными карбонатными коллекторами (стр. 41‑46)

 

ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН

 

Метт Д.А. Сложности использования коэффициента продуктивности для ранжирования сейсмических данных в продуктивном интервале (стр. 47‑49)

 

СБОР, ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

 

Инсафов Р.М., Егоров А.Ф., Рахматуллин А.А. Регулирование оптимального режима транспортировки жидкости с учетом создания остаточного газосодержания при перекачке с пери­ферийного участка (стр. 50‑54)

 

Чекардовская И.А., Бакановская Л.Н., Волохова Т.А. Повышение пропускной способности магистральных трубопроводов с применением технологии постоянного дозирования присадок (стр. 55‑60)

 

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

 

Ефимов С.И., Миронов Е.П., Ермолаев А.И., Соколов А.А., Кильмаматова Э.Т. Численное исследование процессов эрозии элементов фонтанной арматуры и трубопровода на основе программных средств (стр. 61‑64)

 

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА, СОЛЕЙ И ГИДРАТОВ

 

Бриков А.В., Маркин А.Н., Андреев А.Б., Кулаев Э.Г. Технологии проведения соляно-кислотных обработок для удаления солеотложений с поверхности внутрискважинного оборудования (стр. 65‑71)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 622.276.4          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-5-9

 

ИССЛЕДОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ В ЗОНАХ ПЕРЕМЕННОГО ОБЪЕМА ЗАКАЧКИ РАБОЧЕГО АГЕНТА В ПЛАСТ (с. 5)

 

Ришат Миншагитович Инсафов,

Андрей Федорович Егоров

 

ЗАО "Алойл"

423930, Россия, Республика Татарстан, г. Бавлы, ул. Энгельса, 63,

e-mail: aloil116@mail.ru

 

Расима Хамбаловна Гильманова,

Айнур Ахатович Рахматуллин

 

ООО НПО "Нефтегазтехнология"

450078, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2,

e-mail: npongt@gmail.com

 

В статье исследовано влияние водогазовой технологии на коэффициент вытеснения нефти Подгорной залежи. С учетом влияния закачки выделены области с низкой активностью системы нагнетания в пласт и повышенными запасами нефти. По экспресс-методике определены коэффициенты вытеснения по данным истории эксплуатации залежи при заводнении и переходе на новую технологию вытеснения. Данная оценка позволила выявить локальные участки, характеризующиеся низкими коэффициентами вытеснения. С целью повышения коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи пласта предложена организация новых очагов закачки водогазовой смеси путем перевода трех добывающих скважин в нагнетательный фонд.

 

Ключевые слова: водогазовое воздействие; влияние скважин; запасы нефти; коэффициент вытеснения; нагнетательная скважина.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.42.001          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-10-13

 

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ МИНИМАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ СМЕШИВАЕМОСТИ УГЛЕВОДОРОДНОГО
ГАЗА И НЕФТИ ПО ДАННЫМ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ (с. 10)

 

Владимир Константинович Артюхович, канд. техн. наук

 

АО "ВолгоградНИПИнефть"

400012, Россия, г. Волгоград, ул. им. Ткачёва, 25,

e-mail: vladimirka@volgogradnipineft.com

 

В настоящее время отсутствуют относительно простые методики оценки величины давления смешиваемости углеводородного газа и нефти. Это затрудняет оперативную оценку возможности применения метода вытеснения нефти углеводородным газом в условиях смешиваемости фаз для разработки конкретных месторождений.

В статье на основании результатов экспериментальных исследований предложена методика оценки минимального давления смешиваемости углеводородного газа и нефти в зависимости от их свойств и термобарических условий.

 

Ключевые слова: безразмерный параметр; молекулярная масса газа; критические параметры; коэффициент сверхсжимаемости газа; пластовое давление; давление смешивания нефти и газа.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.279.5:543.05          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-14-18

 

ИЗУЧЕНИЕ РЕГИОНАЛЬНОЙ ИЗМЕНЧИВОСТИ СВОЙСТВ ГАЗА ШЕЛЬФОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕТОДАМИ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ПРОБ ГАЗА (с. 14)

 

Мигель Анхель Марегатти Альварес

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

625048, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42,

e-mail: mmaregattialvares@tnnc.rosneft.ru

 

М. Саласар

 

PDVSA Р&Д

e-mail: salazarman@pdvsa.com

 

Определение характеристик пластового флюида имеет решающее значение для успешной геологоразведки и разработки любого месторождения. Точное измерение и оценка состава и свойств пластового флюида становятся все более трудными, особенно при сложных условиях бурения в сочетании с неопределенными характеристиками пластов. Именно поэтому раннее обнаружение различных типов углеводородов, присутствующих в залежах месторождения, определение их сегрегации и распределения в изучаемой зоне интереса играют ключевую роль в снижении неопределенности при выборе стратегии его дальнейшей разработки. Тем более, когда объектом исследования является неразрабатываемое месторождение.

В условиях неразрабатываемого венесуэльского морского месторождения жирного газа, обладающего ограниченной информацией по площади и характеризующегося отсутствием отобранных проб флюидов, возникает необходимость использования всех имеющихся данных для корректного определения характеристик газа, присутствующего на исследуемом месторождении. В данной статье приведено уточнение методики, основанной на использовании хроматографического анализа, полученные результаты актуальны для снижения неопределенностей и рисков, которые могут возникнуть в процессе разработки залежей и освоения данного месторождения. После проверки имеющегося газохроматографического анализа были предложены расчет и интерпретация соотношений углеводородов с использованием молярных составов. Данная промысловая информация была использована для определения изменения легких и тяжелых фракций (СН4 и C7+, соответственно) в зависимости от глубины, что позволило предположить термодинамические условия залежей исследуемого месторождения. Впоследствии была определена тенденция изменения состава газа по площади и разрезу месторождения путем сравнения изменений в исследуемых пластах по трем существующим разведочным скважинам, а также с учетом результатов испытаний данных скважин. Данная информация позволяет более надежно спрогнозировать проектирование системы разработки и поверхностного обустройства месторождения и направлена на эффективную выработку запасов жидкости и газа в неразрабатываемых залежах.

 

Ключевые слова: месторождение жирного газа; хроматографический анализ; молярный состав; соотношения углеводородов; термодинамические характеристики; испытания скважин.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4.001.57          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-19-28

 

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СИСТЕМЫ САПФОР ДЛЯ СОЗДАНИЯ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ ВЕРСИИ ПРОГРАММЫ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ МНОГОКОМПОНЕНТНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА (с. 19)

 

Иван Владимирович Афанаскин, канд. техн. наук,

Сергей Григорьевич Вольпин, канд. техн. наук,

Александр Васильевич Королев, канд. техн. наук,

 

Федеральное государственное учреждение "Федеральный научный центр Научно-исследовательский институт системных исследований Российской академии наук"

117218, Россия, г. Москва, Нахимовский просп., 36, корп. 1,

e-mail: ivan@afanaskin.ru, alexandre.korolev@mail.ru, sergvolpin@gmail.com

 

Владимир Александрович Бахтин, канд. физ.-мат. наук,

Наталья Викторовна Поддерюгина, канд. физ.-мат. наук

 

Институт прикладной математики им. М.В. Келдыша Российской академии наук

125047, Россия, г. Москва, пл. Миусская, 4,

e-mail: bakhtin@keldysh.ru; konov@keldysh.ru

 

С применением инструментальных средств – системы САПФОР, компилятора c языка Fortran-DVMH, отладчика и анализатора производительности, включенных в состав DVM-системы, разработана параллельная версия программы для моделирования многокомпонентной фильтрации. Полученная программа без каких-либо изменений может эффективно выполняться на кластерах различной архитектуры.

 

Ключевые слова: автоматизация разработки параллельных программ; DVM-система, моделирование многокомпонентной фильтрации.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-29-31

 

ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
ИЗ НЕКОНДИЦИОННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (с. 29)

 

Ильнур Рамилевич Сафиуллин,

Алмаз Аксанович Махмутов,

Рашит Гасымович Сарваретдинов

 

ООО НПО "Нефтегазтехнология"

450078, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2,

e-mail: npongt@gmail.com

 

Евгений Владимирович Корнев

 

ООО "БайТекс"

461630, Россия, Оренбургская обл., г. Бугуруслан, ул. Ленинградская, 51.

 

В статье рассматривается возможность извлечения нефти из коллекторов с некондиционными значениями пористости и проницаемости. Для дальнейшего вовлечения их в разработку путем гидродинамического моделирования определены зоны локализации коллекторов подобного типа. Анализ проведения технологий интенсификации притока нефти (гидроразрыв пласта) показал возможность и условия отбора нефти из пластов, ранее отнесенных к категории некондиционных.

 

Ключевые слова: пористость; проницаемость; гидродинамическое моделирование; интенсификация притока нефти.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.63          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-32-35

 

НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ ВЯЗКОЙ НЕФТИ
ИЗ КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА ПУТЕМ ГЕНЕРИРОВАНИЯ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА
ЗАКАЧКОЙ БОЛЬШЕОБЪЕМНЫХ ОТОРОЧЕК СОЛЯНОЙ КИСЛОТЫ В ПЛАСТ (с. 32)

 

Расима Хамбаловна Гильманова, д-р техн. наук,

Алмаз Аксанович Махмутов, канд. техн. наук,

Айнур Ахатович Рахматуллин

 

ООО НПО "Нефтегазтехнология"

450078, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2,

e-mail: npongt@gmail.com

 

Олег Петрович Торопчин, канд. техн. наук,

Андрей Михайлович Тупицин, канд. техн. наук,

Артём Борисович Янкин

 

ООО "БайТекс"

461630, Россия, Оренбургская обл., г. Бугуруслан, ул. Ленинградская, 51,

e-mail: ATupitsin@rus.mol.hu

 

Рассмотрена эффективность вытеснения двуокиси углерода и изменения технологических показателей разработки нефтенасыщенных карбонатных коллекторов от взаимодействия двуокиси углерода с нефтью, пластовой (закачиваемой) водой и породой пласта. Для решения этой задачи разработана и предложена фильтрационная модель на элементе пласта, включающая "нагнетание и отбор продукции" с использованием метода конечных объемов в режиме неизотермического процесса вытеснения нефти. Получено, что при закачке большеобъемных оторочек соляной кислоты (более 150 м3) в пласт с карбонатными коллекторами в результате реакции кислоты с породой выделяется СО2, происходят снижение вязкости нефти, увеличение плотности воды и проницаемости породы, что приводит к повышению коэффициента нефтевытеснения. На примере частичного сегмента, рассмотренного авторами в результате численного моделирования разработки карбонатного коллектора в двух вариантах (вытеснение водой и комбинированной технологии с генерированием СО2 в пластовых условиях), получено, что эффективность на элементе пласта увеличилась на 15…18 %. Доказаны эффективность и перспективность применения технологии производства двуокиси углерода в пластовых условиях для повышения нефтеотдачи.

 

Ключевые слова: обработка скважин; соляная кислота; двуокись углерода; неизотермическое моделирование; пласт.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.63          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-36-40

 

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
ПРИ СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКЕ. ЧАСТЬ 2 (с. 36)

 

Людмила Никовна Иконникова1 канд. техн. наук,

Анатолий Борисович Золотухин1, 2 д-р техн. наук, профессор

 

1Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова, Высшая школа энергетики, нефти и газа

163002, Россия, г. Архангельск, Набережная Северной Двины, 14,

e-mail: l.ikonnikova@narfu.ru

 

2РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

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

e-mail: anatoly.zolotukhin@gmail.com

 

В статье представлен метод оценки производительности нефтяных скважин после соляно-кислотной обработки на основании уравнения Дюпюи и экспериментальных данных Даккора и Ленорманда, обобщенной зависимости Дюпюи − Фогеля. Дана оценка производительности фактических скважин, основанная на предлагаемой методике расчета. Уравнение ДаккораЛенорманда позволяет оценить изменение скин-фактора, вызванное соляно-кислотной обработкой. Однако наличие этого соотношения еще не достаточно для полного описания эффекта снижения скин-фактора в призабойной зоне пласта. Необходимо дополнить это соотношение уравнениями, описывающими дебит скважины в условиях одно- (нефть) и двухфазного (нефть + газ) течений флюидов в пористой среде. В статье показано, что это можно сделать с помощью так называемой обобщенной зависимости Дюпюи − Фогеля, позволяющей рассчитывать дебит добывающей скважины при одно- и двухфазном течениях флюидов в пласте при любых соотношениях забойного и пластового давлений и давления насыщения нефти газом

 

Ключевые слова: дебит; коэффициент продуктивности; скин-фактор; псевдоскин; соляно-кислотная обработка; уравнение ДаккораЛенорманда; Дюпюи; Фогель; давление насыщения.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.63          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-41-46

 

АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР И АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ СОЛЯНО-КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
В СКВАЖИНАХ С НЕОДНОРОДНЫМИ КАРБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ (с. 41)

 

Абдулла Ширваниевич Халадов, канд. техн. наук,

Йисита Докуевна Тасуева, канд. хим. наук,

Магомед Махмудович Дудаев

 

ФГБОУ ВО "Грозненский государственный нефтяной технический университет имени академика М.Д. Миллионщикова"

364051, Россия, Чеченская Республика, г. Грозный, просп. им. Х.А. Исаева, 100,

e-mail: haladov_a_sh@mail.ru

 

Юрий Владимирович Дудников, д-р техн. наук,

 

ПАО "Уфаоргсинтез"

450080, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, 148

 

Клара Шаиховна Ямалетдинова, д-р техн. наук, профессор,

 

Уфимский филиал ФГБОУ ВО "Челябинский государственный университет"

450059, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Рихарда Зорге, 17/1

 

В мировой практике накоплен значительный опыт по воздействию на призабойную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти и газа. По объемам внедрения одно из ведущих мест занимают обработки пласта. Эти методы получили наибольшее развитие с научной и технической точек зрения. Вопросам их совершенствования посвящено множество исследований.

 

Ключевые слова: скважина; парафин; газ; обработка; температура; раствор.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 550.832.4          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-47-49

 

СЛОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ ДЛЯ РАНЖИРОВАНИЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ В ПРОДУКТИВНОМ ИНТЕРВАЛЕ (с. 47)

 

Дмитрий Александрович Метт

 

ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг"

109028, Россия, г. Москва, Покровский бульвар, 3, стр. 1,

e-mail: Dmitrij.Mett@lukoil.com

 

В статье показана неопределенность при использовании коэффициента продуктивности, накопленных отборов, стартовых дебитов для детального картирования межскважинного пространства с использованием сейсмической информации.

Для надежного картирования межскважинного пространства необходимо использовать методы исследования именно межскважинного пространства – совмещение гидродинамических исследований скважин и пластов с результатами сейсмической интерпретации и геофизических исследований скважин.

 

Ключевые слова: гидродинамическое моделирование; гидродинамические исследования; сейсморазведка.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.692.1          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-50-54

 

РЕГУЛИРОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ТРАНСПОРТИРОВКИ ЖИДКОСТИ С УЧЕТОМ СОЗДАНИЯ ОСТАТОЧНОГО ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ
С ПЕРИФЕРИЙНОГО УЧАСТКА (с. 50)

 

Ришат Миншагитович Инсафов,

Андрей Федорович Егоров

 

ЗАО "Алойл"

423930, Россия, Республика Татарстан, г. Бавлы, ул. Энгельса, 63,

e-mail: aloil116@mail.ru

 

Айнур Ахатович Рахматуллин

 

ООО НПО "Нефтегазтехнология"

450078, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2,

e-mail: npongt@gmail.com

 

В статье приведен гидравлический расчет транспортировки продукции скважин с периферийного участка. Определены гидравлические потери при различных режимах отбора, получена зависимость максимального газосодержания нефти от суточной подачи продукции с периферийного участка для бесперебойной работы текущих характеристик насосного оборудования. Для условий перекачки нефти турнейского яруса Алексеевского месторождения и текущего эксплуатационного оборудования транспортировки нефти установлена зависимость критичного остаточного газосодержания нефти от удаленности периферийного участка. При условиях сепарации, удовлетворяющих остаточному газосодержанию 2 м33, существующая схема транспортировки нефти на Подгорном участке при повышенных объемах перекачки, может быть применима для обособленного объекта, удаленного на расстояние до 70 км.

 

Ключевые слова: трубопровод; потери напора; давление; остаточное газосодержание; режим работы.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.692.4.053          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-55-60

 

ПОВЫШЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ПОСТОЯННОГО ДОЗИРОВАНИЯ ПРИСАДОК (с. 55)

 

Ирина Александровна Чекардовская, канд. техн. наук,

Людмила Николаевна Бакановская, канд. техн. наук,

Татьяна Аркадьевна Волохова

 

ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет"

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 38,

e-mail: bakanovskajaln@tyuiu.ru

 

В статье рассмотрены особенности применения противотурбулентных присадок для решения задач газоконденсатного транспорта: снижение энергопотребления на существующих конденсатопроводах и капитальных затрат при повышении пропускной способности существующих трубопроводов. Авторами разработана методика оптимизации дозирования противотурбулентной присадки для снижения энергопотребления перекачки на конкретном участке конденсатопровода, обосновано и предложено техническое решение применения постоянного дозирования противотурбулентных присадок.

 

Ключевые слова: противотурбулентная присадка; газовый конденсат; конденсатопровод; низкотемпературный транспорт; технология постоянного дозирования.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.51.05          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-61-64

 

ЧИСЛЕННОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ЭРОЗИИ ЭЛЕМЕНТОВ ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ
И ТРУБОПРОВОДА НА ОСНОВЕ ПРОГРАММНЫХ СРЕДСТВ (с. 61)

 

Сергей Игоревич Ефимов,

Александр Иосифович Ермолаев, д-р техн. наук, профессор,

Алексей Анатольевич Соколов, канд. техн. наук

 

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

119333, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65, корп. 1,

e-mail: efimov.s@gubkin.ru; aier@gubkin.ru; alexey.a.sokolov@mail.ru

 

Евгений Петрович Миронов,

Эльза Тимерхановна Кильмаматова

 

ОАО "Севернефтегазпром"

629380, Ямало-Ненецкий автономный округ, Красноселькупский район, с. Красноселькуп, ул. Ленина, 22,

e-mail: MironovEP@sngp.com; KilmamatovaET@sngp.com

 

Приведены результаты численного моделирования процесса эрозии на примере эксплуатации скважин сеноманской залежи Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения. Моделированию были подвергнуты два укрупненных блока, где происходит наиболее интенсивный износ металла: крестовина фонтанной арматуры и вход в газосборный коллектор. На основе полученных результатов сформулированы рекомендации по скоростным режимам газового потока, при которых процесс эрозии не нарушает допустимые пределы по износу промыслового оборудования.

 

Ключевые слова: газовый поток; износ; механические примеси; модель; программа; скважина; скорость; эрозия.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.72          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-6(606)-65-71

 

ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ СОЛЯНО-КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК ДЛЯ УДАЛЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ С ПОВЕРХНОСТИ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ (с. 65)

 

Александр Валериевич Бриков,

Антон Борисович Андреев,

Эдуард Геннадьевич Кулаев

 

АО "Нефтегазхолдинг"

119019, Россия, г. Москва, Арбатская площадь, 1,

e-mail: alex_v_brikov@list.ru;

 

Андрей Николаевич Маркин, канд. техн. наук,

 

Филиал ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет" в г. Нижневартовске

628616, Россия, Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ − Югра, г. Нижневартовск, Западный промышленный узел, Панель 20, ул. Ленина, 2/П, стр. 9,

e-mail: Andrey.N.Markine@gmail.com

 

В статье рассмотрены основные способы проведения соляно-кислотных обработок (СКО) установок погружных электрических центробежных насосов (УЭЦН) – прямая и обратная закачки кислотного состава. Описаны технологии проведения таких работ, критерии выбора скважин-кандидатов на обработку и критерии эффективности СКО. Приведен обзор реагентов, применяющихся при СКО, их назначение и выбор концентраций. Даны основные формулы для расчета объема применяемых реагентов. Приведена блок-схема выбора технологии СКО УЭЦН в зависимости от компоновки скважинного оборудования, а также геолого-технических условий скважины.

 

Ключевые слова: соляно-кислотные обработки (СКО); установка погружного электрического центробежного насоса (УЭЦН); солеотложения; механизированная добыча нефти; реагенты нефтепромысловой химии.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

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

Главная страница журнала