В 2016 г. в Тюменском отделении «СургутНИПИнефть» проведены опытно-промышленные работы по внедрению нового оборудования – ЯМР-спектрометра GeoSpec модификации 2/53. Рассмотрены результаты проведения измерений на образцах разных литологических типов пород из всех районов работ ОАО «Сургутнефтегаз». Дано описание прибора GeoSpec модификации 2/53 и особенностей его работы.

Применение ЯМР-спектрометра для определения эффективной пористости позволило ускорить процесс оценки эффективной пористости, проводить исследования на образцах неправильной формы, в том числе и на буровом шламе. Метод дал возможность изучать образцы, насыщенные как моделью пластовой воды, так и керосином. При правильной настройке прибора насыщающая жидкость не влияла на точность определения общей и эффективной пористости.

Анализ результатов выполненных исследований показал возможность работы с терригенными, карбонатными и вулканогенными породами. Для каждого типа пород требуется предварительная настройка методики на стандартных образцах. Использование стандартных временных отсечек снижает точность определения эффективной пористости и может использоваться только для грубой оценки эффективной пористости в интервалах выноса разрушенного керна. Этот подход может также быть реализован для интерпретации результатов исследования шлама, когда отбор керна не проводится. Предварительная настройка временных отсечек при сопоставлении результатов с данными, полученными по стандартной методике определения эффективной пористости, повышает точность оценки эффективной пористости.

Результаты применение ЯМР-спектрометра для оценки эффективной пористости свидетельствуют о высокой надежности метода и расширенной области применения по сравнению со стандартной методикой.

Список литературы

1. Coates C., Xiao Lizhi, Prammer M.G. NMR logging principles and applications. – Houston: Halliburton Energy Services, 1999. – 335 p.

2. GeoSpec 2-53. User Manual v1.8. Oxford Instruments Magnetic Resonance – Abingdon: Industrial Analysis, 2013. – 34 p.

3. Тихонов А.Н. О некорректных задачай линейной алгебры и устойчивом методе их решения // ДАН СССР. – 1965. – Т. 163. – № 3. – С. 591–594.

Качественное крепление хвостовиков является одной из наиболее актуальных проблем при зарезке боковых стволов, особенно в случае высокой обводненности вскрываемых пластов, и необходимым условием длительной и безаварийной эксплуатации скважин различного назначения. Рассмотрены основные факторы, влияющие на качество крепления.

Специалистами Федоровского управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин ведется комплексная работа, направленная на совершенствование технологии крепления боковых стволов и минимизацию влияния негативных факторов на дальнейший процесс эксплуатации скважины. Борьба с перетоками осуществляется путем прогнозирования и анализа различных данных, получаемых как на этапе планирования, так и в процессе выполнения работ на скважине. Для обеспечения достоверности прогноза на всех этапах зарезки бокового ствола проводится сбор статистических данных о состоянии скважины и отклонениях технологического процесса от запланированных программ проводки бокового ствола и крепления хвостовика. Для уменьшения числа операторов при проведении анализа данных введен коэффициент качества крепления хвостовика, который позволяет с высокой точностью прогнозировать заколонные перетоки до проведения работ по освоению скважины. В качестве примера рассмотрены заколонные перетоки в скв. 1053 и 3230 Восточно-Сургутского месторождения и скв. 4289 и 865 Сарымо-Русскинского месторождения. С учетом результатов, полученных аналитическим путем, проведены экспериментальные работы для определения фактических давлений, при которых разрушается цементное кольцо.

Анализ результатов расчетных исследований и практических экспериментов показал, что исключить заколонные водоперетоки только изменением рецептуры и состава тампонажных смесей не представляется возможным. Намечены перспективные направления работ.

Список литературы

1. К вопросу плотности контакта расширяющегося цементного камня с обсадными трубами / Д.Ф. Новохатский, А.Е. Нижник, Я.Б. Мягкий, Е.В. Тимофеева // Бурение и нефть. – 2007. – № 12. – С. 46–48

Восстановление герметичности обсадных колонн при проведении капитального ремонта скважин, актуально для большинства месторождений, эксплуатирующихся 15 лет и более. Коррозионные процессы, высокие давления закачки приводят к росту числа случаев потери герметичности эксплуатационных колонн. В зависимости от условий эксплуатации на срок службы обсадной колонны скважины в той или иной степени влияет ряд негативных факторов, основными из которых являются наружная и внутренняя коррозия, механический износ эксплуатационной колонны при спускоподъемных операциях.

В настоящее время замена дефектной части эксплуатационной колонны, расположенной в свободном, т.е. незацементированном и неприхваченном участке обсадной колонны, включает комплекс работ, в который входит демонтаж и монтаж подъемного агрегата и рабочей площадки, выкапывание шурфа и отворот негерметичной трубы с помощью машинных ключей, что значительной усложняет ремонт скважины.

Для облегчения работ по замене верхней части эксплуатационной колонны разработано и внедрено новое устройство для отворота эксплуатационной колонны УОЭК-146 (168), позволяющее без применения машинных ключей, гидравлического якоря, ротора, бурильных труб разъединить эксплуатационную колонну точно в заданном стыке. Устройство предназначено для отворота эксплуатационной колонны в скважинах обсаженных колоннами диаметром 146 и 168 мм. Работа устройства основана на преобразовании поступательного движения труб во вращение с помощью винта с большим шагом. При этом вращающий момент передается на эксплуатационную колонну через гидравлические якори. Рассмотрены основные узлы и принцип работы УОЭК-146 (168).

В НГДУ «Лянторнефть» рассматриваемое устройство применено в шести скважинах. Результаты промысловых испытаний подтвердили эффективность и надежность работы устройства.

Список литературы

1. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата: в 2 т. / под ред. Д.А. Баталова. – Сургут: Нефть Приобья, 2010. – Т. 1. – 352 с.; Т. 2. – 384 с.

2. Новые методы защиты и герметизации эксплуатационной колонны / K.M. Гарифов, А.Х. Кадыров, И.Н. Рахманов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 8. – С. 82–84.

Рассмотрены проблемы проведения работ по гидравлическому разрыву пластов (ГРП) на сложнопостроенных объектах, как с конструктивной точки зрения (горизонтальные скважины с неуправляемыми компоновками и компоновками МС ГРП), так и с точки зрения близкого расположения водонасыщенных прослоев. Проанализированы операции ГРП, выполненные в ряде скважин по стандартной методике и предлагаемой технологии. Сформулированы основные принципы измененной методики, рассмотрены вариации применения существующих технологий и их аналогов. Решение задачи повышения успешности повторных операций ГРП с использованием «неуправляемых компоновок» многие нефтяные компании считают нецелесообразным и бесперспективным. В статье показана возможность подобного решения данной проблемы без дополнительных затрат. Увеличение сроков эксплуатации скважин на нерентабельных режимах работы, как объектов с высокими начальными и текущими вложениями, крайне невыгодно для нефтегазодобывающих предприятий. Для повышения эффективности работ на существующих, а также на новых объектах, предложена измененная методика, основным принципом которой является применение новых технологий и материалов для увеличения эффективной площади трещины ГРП в условиях, когда применение стандартных технологий малоэффективно или нецелесообразно. Представлены различные типы составов для отклонения потока, как уже используемых на практике, так и перспективных для внедрения. Приведены результаты оценки экономической и технологической эффективности проводимых работ. Сделаны заключения о перспективности применения внедренной технологии и возможности ее дальнейшего совершенствования.

Список литературы

1. Economides M. J., Martin T. Modern Fracturing Enhancing Natural Gas Production. – USA, Houston: Energy Tribune Publishing Inc., 2007. – 509 p.

В настоящее время научно-технические инновации являются одним из главных факторов, которые определяют экономический рост и успешное развитие ОАО «Сургутнефтегаз». Широко эксплуатируемые во многих сферах деятельности нефтяных компаний лазерные устройства способны существенно повысить эффективность технических систем. Объемы использование лазерной техники при модернизации оборудования и технологии в ОАО «Сургутнефтегаз» с каждым годом увеличиваются, в частности, при маркировке оборудования, в упрочнении резьбовой поверхности бурильных труб, высокоточной сварке и др.

В конце 2015 г. очередным шагом в развитии применения лазерной технологии стали изготовление и монтаж лазерных установок замера длины труб в существующие технологические линии по ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ) НГДУ «Федоровскнефть». Установки созданы для исключения влияния механических факторов на точность измерения с целью совершенствования системы подготовки и ремонта НКТ.

Установка представляет собой комплекс из трех составных узлов: манипулятора, упора и каплеструйного маркиратора. Манипулятор обеспечивает одну степень свободы: вертикальное перемещение по стойке, на кронштейне которого установлен лазерный дальномер. Упор предназначен для остановки трубы строго в определенной точке на фиксированном расстоянии от лазерного источника оптического излучения, что обеспечивается системой индуктивных и оптических датчиков.

Анализ результатов опытно-промысловых испытаний лазерных установок показал, что нанесение измеренного значения длины на поверхность трубы позволяет оптимизировать процесс замера общей длины подвески НКТ при спускоподъемных операциях. После успешных испытаний лазерных установок замера длины труб ОАО «Сургутнефтегаз» принято решение о внедрении данного оборудования на всех специализированных базах по ремонту труб в нефтегазодобывающих управлениях компании.

Список литературы

1. Борейшо А.С. Лазеры: Устройство и действие. – Спб.: Механический институт, 1992. – 215 с.

2. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования / Л.Г. Чичеров, Г.В. Молчанов, А.М. Рабинович [и др.]. – М.: Недра, 1987. – 251 с.

На основании анализа мирового опыта геолого-разведочных работ (ГРР) в зонах развития рифов определен комплекс региональных критериев поиска рифогенных зон нефтегазонакопления. Наличие глубоководного палеобассейна с карбонатной седиментацией и благоприятными для развития рифов палеоэкологическими условиями является одним из главных критериев для начала поиска в его пределах месторождений нефти и газа в рифогенных отложениях. Постседиментационный инверсионный региональный наклон является важным критерием поиска крупных залежей углеводородов, которые контролируются барьерными рифами.

Комплекс критериев применен при обосновании развития ГРР на территории Оренбургской области. В пределах прогнозировавшейся перспективной зоны, на площади 705 км², проведена сейсморазведка 3D. По ее результатам закартирована большая группа верхнефранских одиночных бассейновых рифов. Высота рифовых построек составляет 200-250 м, площадь – 0,7-1,7 км². В результате бурения поисковых скважин обнаружена крупная зона нефтенакопления: залежи нефти открыты непосредственно в рифах, а также в нижнефаменских и каменноугольных отложениях в надрифовых структурах дифференциального уплотнения.

В результате применения комплекса региональных критериев также обосновано новое направление ГРР, связанное с нижнефаменским барьерным рифом. Последний впервые выявлен на юго-востоке Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Совместно с заволжским барьерным рифом нижнефаменский барьерный риф в пределах Оренбургской области формирует Бобровско-Покровский вал южного борта Муханово-Ероховского прогиба. Постседиментационный инверсионный региональный наклон борта обеспечил образование надрифовых тектоно-седиментационных структур, контролирующих в каменноугольных, среднефаменских и нижнефаменских пластах крупную зону нефтенакопления.

Список литературы

1. Денцкевич И.А., Ощепков В.А. Закономерности размещения залежей нефти в бортовых зонах Муханово-Ероховского прогиба // Геология нефти и газа. – 1989. – № 5. – С. 21–23.

2. Денцкевич И.А., Хоментовская О.А. Возможности сейсмофациального анализа при поисках ловушек нефти в карбонатном разрезе франко-турнейского комплекса // Сборник научных трудов: Геология и разведка месторождений нефти и газа юго-востока Русской плиты. – М.: ВНИГНИ, 1990. – С. 34–39.

3. Кузнецов В.Г. Геология рифов и их нефтегазоносность. – М.: Недра, 1978. – 304 с.

4. Рифы Урало-Поволжья, их роль в размещении залежей нефти и газа и методика поиска / М.Ф. Мирчинк, О.М. Мкртчян, Ф.И. Хатьянов [и др.] – М.: Недра, 1974. – 152 с.

5. Никитин Ю.И., Остапенко С.В., Щеглов В.Б. Новое направление геолого-разведочных работ в Оренбургской области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 11. – С. 13–18.

6. Hriskevich M.E. Middle Devonian Reef Production, Rainbow Area, Alberta, Canada // AAPG Bulletin. – 1970. – V. 52. – № 12. – P. 2260–2281.

7. Cyclic Deposition of Silurian Carbonates and Evaporites in Michigan Basin / K.J. Mesolella, J.D. Robinson, L.M. McCormick, A.R. Ormiston // AAPG Bulletin. – 1974. – V. 58. – № 1. – P. 34–62.

8. Malek-Aslani M. Lower Wolfcampian Reef in Kemnitz Field, Lea County, New Mexico // Bulletin of Amer. Assoc. Petrol. Geol. – 1970. – V. 54. – № 12. – P. 2317–2335.

9. Sams R.H. Gulf Coast stratigraphic traps in the Lower Cretaceous carbonates // Oil and Gas Journal. – 1982. – V. 80. – № 8. – P. 177–182, 185–188.

10. Wright W.E. Abo reef: prime West Texas target: Part II // Oil and Gas Journal. – 1962. – V. 60. – № 32. – P. 187–194.

11. Хемфил К., Смит Р., Сабо Ф. Геология рифов Биверхилл-Лейк, район Суон-Хиллс, Альберта // Геология гигантских месторождений нефти и газа. – М.: Мир, 1973. – С. 47–80.

12. Neuman A.C., Macinture I. Reef response to see level rise: keep-up, catch-up or give-up // Proceedings of Fifth International Coral Reef Congress. – Tahiti, 1985. – P. 105–110.

13. Никитин Ю.И., Остапенко С.В. Связь нефтеносности Волго-Уральской провинции с плитной тектоникой Урала // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 12. – С. 14–17.

14. Вилесов А.П., Бояршинова М.Г., Винокурова Е.Е. Значение строматолитов в формировании каркаса фаменских рифов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Геология рифов: Материалы Вероссийского литологического совещания. – Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН. – С. 27–29.

Газоносные отложения туронского яруса (кузнецовской свиты) Харампурского месторождения формировались в обстановках длительной постсеноманской трансгрессии Западной Сибири и характеризуются сложным хемогенно-терригенным типом осадконакопления. Значительная удаленность побережья (около 300-400 км) и источников сноса позволяет предполагать относительно глубоководные условия седиментации (примерно 150-200 м) ниже базиса штормовых волн и преимущественно пелитовый состав отложений. Однако фактические данные изучения керна (около 50 м) верхней части кузнецовской свиты (алеврито-пелитовый состав, реликты волновых текстур и следы весьма интенсивной биотурбации осадков) свидетельствуют о небольших глубинах седиментации в пределах Харампурского месторождения. Это с большой долей вероятности соответствует глубине штормового влияния в плоскодонных эпиконтинентальных морях 20-30 м. Результаты палеореконструкции рельефа и анализ регионального тренда тектонических движений также свидетельствуют о существовании в туронское время Харампурского вала высотой 150-180 м относительно сопредельных участков морского дна. Снизу вверх по разрезу установлено ритмичное увеличение роли обломочного материала (мелкоалевритовой размерности), снижение набухающей и увеличение ненабухающей составляющей в составе глин, проявление редких эпизодов послойной карбонатизации. Это позволяет предположить локальное по масштабам проявление регрессии моря, усиление эоловых процессов переноса терригенного материала и эпизодическое проникновение пресных вод (послойная карбонатизация) в завершение седиментации кузнецовской свиты на Харампурском месторождении.

Список литературы

1. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5000 000. / под ред. И.И. Нестерова. – Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. – Вып. 93.

2. Лисицын А.П. Лавинная седиментация изменения уровня океана, перерывы и пелагическое осадконакопление – глобальные закономерности // Доклады 27-й Международного геологического конгресса. – Т. 3. – М., 1984. – С. 3–21.

3. Малолетко А.М. Эволюция речных систем Западной Сибири в мезозое и кайнозое. – Томск: Томский государственный университет, 2008. – 288 с.

4. Емельянов Е.М. Барьерные зоны в океане: Осадко- и рудообразование, геоэкология. – Калининград: Янтарый сказ, 1998. – 416 с.

5. Кудаманов А.И. Геологическое строение и условия формирования отложений валанжина на примере продуктивных пластов Сургутского свода Западно-Сибирской плиты: дис. на соиск. уч. степ. канд. геол.-минер. наук. – Томск: ТГУ, 2007.

6. Ichnology & sedimentology of shallow to marginal marine systems / S.G. Pemberton, M. Spila, A.J. Pulham [et al.]. – Newfoundland: Geological Association of Canada, 1998. – 641 p.

7. Западная Сибирь // Геология и полезные ископаемые России. – Т. 2 / Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова. – СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2000. – 477 с.

Проанализированы проблемы, с которыми сталкиваются профильные компании в условиях высокой конкуренции при сдерживании роста цен и проводимой политики импортозамещения. Отмечен рост числа отечественных подрядчиков по буровым растворам в период с объявления Правительством Российской Федерации программы импортозамещения в 2013 г. и до 2016 г. Рассмотрены внешние и внутренние факторы и их составляющие, которые влияют на деятельность сервисного подрядчика на рынке буровых растворов. К таким основным факторам относятся расширение географии работ, усложнение геолого-технологических условий бурения, недостаток подготовленных специалистов, несовершенная система стандартов в области буровых растворов и материалов к ним и др.

Выделены три класса материалов: крупнотоннажные материалы, специальные добавки и полимерные материалы. Выделены и детально рассмотрены три группы полимерных составляющих буровых растворов: полисахариды, синтетические полимеры акрилового ряда, модифицированные гуматы и лигносульфонаты. Представлены результаты лабораторных испытаний материалов на соответствие стандартам ISO 13500 и ГОСТ Р 56946-2016.

Проведен анализ отечественных и зарубежных производителей материалов и химических реагентов для промывочных жидкостей. Сделаны основные выводы о проблемах сервиса буровых растворов в условиях импортозамещения. Отдельно в работе рассмотрены проблемы высшей школы в области подготовки кадров инженеров-технологов по буровым растворам. Отмечены сложности в области сертификации и нормативно-технической документации по входному контролю материалов и параметров буровых растворов.

Показано, что только совместные усилия нефтегазовых компаний, проектных организаций, разработчиков нормативных документов, производителей материалов, подрядных сервисных организаций позволят осуществить импортозамещение в области сервиса буровых растворов.

Список литературы

1. Исследование рынка буровых растворов и компонентов для буровых растворов. – 2016. – Вып. 8. – 497 с. – http://www.atconsult.ru

2. Закиров К. Российский нефтесервис пункт назначения: консолидация // Нефтегазовая вертикаль. – 2013. – № 23–24. – С. 115–117.

3. Кряжев В.Н., Широков В.А. Состояние производства эфиров целлюлозы // Химия растительного сырья. – 2005. – № 3. – С. 7–12.

4. Обзор рынка полиакриламида (ПАА) в Росии. – М., 2015. – 18 c.

5. Гаврилов Б.М. Лигно-полимерные реагенты для буровых растворов. – Краснодар: Бурение, 2004. – 398 с.

Объектом исследования является компоновка низа бурильной колонны с управляемым забойным двигателем-отклонителем, применяемая при бурении нефтяных и газовых скважин. Компоновка работает в двух режимах: управляемом и неуправляемом, с вращением бурильной колонны.

Показано, что для повышения качества ствола скважины и технико-экономических показателей бурения, необходимо свести к минимуму направленное бурение. Для этого необходимо повысить надежность обеспечения требуемой интенсивности искривления ствола скважины и улучшить управляемость компоновки.

Для достижения поставленной цели предложена методика расчета геометрических параметров компоновки по схеме, предусматривающей контакт четырех опорных элементов с нижней стенкой скважины, траекторией которой является дуга окружности. Геометрические параметры рассчитанных компоновок с долотами диаметром 215,9 и 220,7 мм и углами перекоса забойного двигателя 1-1,5^° могут обеспечить траекторию скважины со средними и большими радиусами искривления (200-600 м и более).

Приведенные результаты позволяют выбрать конструкцию компоновки с использованием стационарных и передвижных центраторов, а также минимизировать отрицательное воздействие на проходимость компоновки в скважине и условия очистки ствола за счет уменьшенного диаметра опорно-центрирующих элементов и их изготовления в виде децентратора (накладки) на корпусе забойного двигателя.

Список литературы

1. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин / А.С. Повалихин, А.Г. Калинин, С.Н. Бастриков, К.М. Солодкий / под ред. А.Г. Калинина. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. – 647 с.

2. Прохоренко В.В. Технология бурения горизонтальных скважин и боковых стволов двигателем-отклонителем // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. – № 5. – С. 2–4.

В настоящее время строительство эксплуатационных скважин с большим проложением по горизонтали для разработки трудноизвлекаемых запасов ведется с обязательным контролем траектории ствола. Наиболее технологично и экономически оправдано применение телеметрических систем, обеспечивающих контроль траектории непосредственно в процессе бурения без подъема инструмента на поверхность. Современные системы позволяют определять не только инклинометрические данные, но также технологические характеристики процесса бурения и ряд свойств пласта.

Рассмотрена телеметрическая система мониторинга траектории ствола скважины, разработанная в Пермском национальном исследовательском политехническом университете. Устройство обладает следующими особенностями. Использование волоконно-оптических гироскопов с замкнутым контуром в качестве инклинометрических датчиков позволяет, во-первых, определять азимутальный и зенитный углы скважины с высокой точностью, во-вторых, отказаться от использования немагнитных сталей в корпусе системы и немагнитных бурильных труб в колонне, в-третьих, применять устройство при бурении вблизи обсадных труб соседних скважин и намагниченных горных пород. Наличие системы обеспечения геостационарности чувствительных элементов позволяет применять телеметрическую систему при роторном бурении с угловой скоростью до 250 мин^-1. Наличие скважинного турбогенератора и комплекта аккумуляторных батарей обеспечивает возможность непрерывной работы устройства на забое. Система имеет два канала связи: гидравлический и кабельный в стенке бурильной трубы. Кабельный канал обеспечивает скорость передачи данных до 1 Мбит/с.

Разработанное устройство применяется при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин диаметром от 216 до 227 мм, в том числе роторным способом. Система не имеет аналогов в России для применения в условиях сближения с пробуренными обсаженными скважинами и вблизи магнитных помех.

Список литературы

1. Чернышов С.Е. Особенности проводки наклонно направленных скважин с учетом размеров охранной зоны на территории Верхнекамского месторождения калийных солей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. – Т. 5. – № 1. – С. 137–143.

2. Кузьмина Т.А., Миронов А.Д. Опыт разработки низкопродуктивных объектов с применением технологии многозабойного бурения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – Т. 11. – № 3. – С. 89–93.

3. Николаев Н.И., Кожевников Е.В. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – Т. 13. – № 11. – С. 29–37.

4. Поплыгина И.С. Возможности повышения эффективности разработки залежи с высоковязкой нефтью на территории Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – Т. 13. –  № 11. – С. 57–66.

5. Зайнуллин А.И. Об эффективности применения горизонтальных скважин в разработке месторождений нефти // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2007. – № 10. – С. 23–31.

6. Новые технологии как резерв повышения технико-экономических показателей строительства и реконструкции скважин / И.П. Заикин, К.В. Кемпф, Р.В. Мурдыгин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 10. – С. 86–88.

7. Шевченко И.А. Актуальность применения забойных телеметрических систем при бурении скважин с большим отходом от вертикали для разработки морских нефтегазовых месторождений // Научная перспектива. – 2014. – № 2. – С. 107–111.

8. Рыжанов Ю.В. Бескабельные телеметрические системы и оборудование для технологического контроля параметров бурения // Нефть. Газ. Новации. – 2014. – № 3 (182). – С. 38–41.

9. Карманов А.Ю. Оценка эффективности бурения новых скважин турнейско-фаменского объекта Маговского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – Т. 11. – № 3. – С. 73–88.

10. Талипов Р.Н., Мухаметшин А.А. Технология строительства двух дополнительных стволов из горизонтального участка наклонно направленной скважины // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – Т. 11. – № 2. – С. 45–54.

11. Совершенствование устройств щелевой гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважинах/Н.И. Крысин, Е.П.  Рябоконь, М.С. Турбаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С. 129–131.

12. Исследование волоконно-оптических гироскопов для телеметрических систем мониторинга траектории ствола скважины / Н.И. Крысин, И.В. Домбровский, С.Н. Кривощеков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 102–105.

13. Исследование канала передачи информации по колонне бурильных труб при строительстве скважин с применением роторной управляемой системы/ Н.И. Крысин, А.А. Мелехин, И.В. Домбровский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 80–82.

14. Синтез структуры программно-аппаратного комплекса удаленного мониторинга и управления траекторией ствола скважины при бурении роторной управляемой системой / А.В. Кычкин, В.Д. Володин, А.А. Шаронов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 128–132.

Рассмотрено влияние фильтратов технологических жидкостей на снижение продуктивности скважин. Установлено, что в результате проникновения фильтрата изменяется природная остаточная водонасыщенность пласта. Определено, что техногенно измененная остаточная водонасыщенность определеяется двумя составляющими: насыщенностью прочно связанной (адсорбированной) водой и насыщенностью условно подвижной (капиллярно-защемленной) водой. Такая структура остаточной воды приводит к изменениям значений остаточной водонасыщенности при эксплуатации скважин.

Предложены модели изменения остаточной водонасыщенности под действием градиента давления. Проанализированы эффекты совместного влияния насыщенности защемленной остаточной нефтью и блокировки околоскважинной части пласта в результате кольматации на значения относительной фазовой проницаемости. Представлены модели учета влияния этих изменений на значения относительной фазовой проницаемости. Разработана аналитическая расчетная схема учета влияния комплексного механизма ухудшения коллекторских свойств пласта на производительность скважин. Получены аналитические выражения для производительности скважин в пластах с измененной околоскважинной зоной.

Результаты анализа полученных аналитических решений указывают на значительное влияние рассмотренных факторов на продуктивность скважин. Предложенные решения позволят выбирать методы воздействия на околоскважинную зону, адекватные ее строению, оценивать их эффективность, а также определять оптимальный радиус и интенсивность воздействия. Полученные результаты оценки влияния защемленных флюидов дают возможность оценить потери продуктивности скважин при вводе их в эксплуатацию после глушения.

Список литературы

1. Михайлов Н.Н. Физико-геологические проблемы доизвлечения остаточной нефти из заводненных пластов // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 11. – С. 15–17.

2. Михайлов Н.Н. Новые направления повышения информативности геолого-гидродинамического моделирования залежи // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 69–73.

3. Kochina I.N., Mikhailov N.N., Filinov M.V. Groundwater mound damping // International Journal of Engeneering Sciences. – 1983. – V. 21. – № 4. – Р. 413–421.

4. Михайлов Н.Н., Чумиков Р.И. Экспериментальные исследования закономерностей фильтрации капиллярно-защемленных фаз // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 2. – С. 74–76.

5. Михайлов Н.Н., Чумиков Р.И. Влияние капиллярно-защемленных фаз на проницаемость коллекторов по непрерывной фазе // Бурение и Нефть. – 2009. – № 7–8. – С. 27–28.

6. Михайлов Н.Н., Чумиков Р.И. Экспериментальные исследования подвижности капиллярно-защемленных фаз // Вестник ЦКР Роснедра, 2009. – № 5. – С. 42–48.

7. Зайцев М.В., Михайлов Н.Н. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 1. – С. 64–66.

8. Мелехин С.В., Михайлов Н.Н. Экспериментальное исследование мобилизации остаточной нефти при заводнении карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 72–76.

9. Михайлов Н.Н., Полищук В.И., Хазигалеева З.Р. Моделирование распределения остаточной нефти в заводненных неоднородных пластах // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 36–39.

10. Зайцев М.В., Михайлов Н.Н. Влияние остаточной нефтенасыщенности на фильтрацию в окрестности нагнетательной скважины // Изв. РАН. Механика жидкости и газа.– 2006. – № 4.  – С. 94–99.

11. Джемесюк А.В., Михайлов Н.Н. Гидродинамические модели распределения остаточной нефти в заводненных пластах // Изв. РАН. Механика жидкости и газа. – 2000. – № 3. – С. 98–104.

Рассмотрено применение разработанной стохастической порово-сетевой модели. Приведены результаты тестирования и апробации созданной компьютерной программы, которая применялась для обоснования зависимости пористость – абсолютная проницаемость слабоизученной керном группы пластов неокомских отложений месторождения Западной Сибири.

Представленная в работе стохастическая порово-сетевая модель виртуальных образцов горной породы строилась в два этапа. Первый этап заключался в стохастической реконструкции пустотного пространства. Для этого в работе использовались статистические данные о размерах пор, получаемые по кривым капиллярного давления. Из-за отсутствия детальных данных о микроструктуре порового пространства ряд корреляционных и топологических характеристик, таких как максимальный радиус связи (напрямую влияет на координационное число), весовые функции и др., являлся настроечными параметрами. На втором этапе проводился расчет абсолютной проницаемости, исходя из численной имитации течения однофазной несжимаемой жидкости в поровых каналах. Для этого использовались уравнения гидравлики: уравнения баланса массы в порах и уравнения для расходов жидкости в каналах (уравнения Пуазейля).

С целью доизучения малоисследованного керном объекта создано несколько стохастических порово-сетевых моделей с детальной настройкой на имеющиеся керновые данные с учетом литологического описания образцов. В результате усреднения большого числа расчетов уточнена корреляционная взаимосвязь между абсолютной проницаемостью и коэффициентом пористости. По результатам расчетов получена новая зависимость пористость – абсолютная проницаемость, которая характеризует горную породу как обладающую лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) по сравнению с ранее обоснованной зависимостью. Улучшение ФЕС также согласуется с результатами промысловых исследований скважин.

Показано, что применение в гидродинамической модели новой зависимости позволило заметно улучшить соответствие расчетных и фактических показателей разработки. Это свидетельствует о правомерности полученной петрофизической зависимости.

Список литературы

1. Степанов С.В. Комплекс вычислительных технологий для повышения качества моделирования разработки нефтяных и газовых месторождений: дис. ... д-ра техн. наук. – Тюмень: ООО «ТННЦ», 2016.

2. Okabe H. Pore-Scale Modelling оf Carbonates: thesis for degree of Doctor of Philosophy. – London, 2004. – 142 p.

3. Жижимонтов И.Н., Мальшаков А.В. Метод расчета коэффициента пористости и проницаемости горной породы на основе кривых капиллярного давления // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2016. – Т.2. – № 1. C. 72–81.

4. Blunt M.J. Physically-Based Network Modeling of Multiphase Flow in Intermediate-Wet Porous Media // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 1998. –  V. 20. – P. 117–125.

Влияние химических методов увеличения нефтеотдачи на процесс вытеснения нефти может заключаться в активизации вытеснения из прослоев и зон, содержащих нефть малоизмененным в ходе разработки состава, а также в довытеснении из промытых зон подвижной остаточной нефти, характеризующейся повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов и пониженным - легких фракций. Изучение механизмов влияния различных технологий воздействия на пласт является актуальной задачей.

Представлены результаты сравнительного исследования состава и свойств нефти, отобранной до и после применения технологий увеличения охвата и интенсификации притока. Для анализа состава нефти применялся комплекс физико-химических методов исследования: термический анализ, газо-жидкостная хроматография, адсорбционная хроматография, ИК спектроскопия. Показано, что применение рассматриваемых технологий обеспечивает активизацию вытеснения нефти из не вовлеченных в разработку прослоев с неизмененной или слабоизмененной нефтью. После воздействия на пласт щелочно-полимерной композицией вязкость добываемой нефти снижалась, в ней уменьшалось содержание асфальтенов, увеличивалось содержание масел, легких углеводородов. Аналогичные изменения в составе и свойствах нефти наблюдались и после применения комплексной технологии интенсификации притока.

Полученные результаты свидетельствуют о влиянии примененных технологий на активизацию процесса вытеснения из прослоев и зон, содержащих маловязкую нефть. Это также подтверждено данными геофизических исследований скважин. Нефть, добываемая на опытных участках, после применения технологий увеличения повышения нефтеотдачи характеризовалась меньшим содержанием асфальтенов, повышенным содержанием масел и легких углеводородов, а следовательно более низкой вязкостью. Мониторинг состава и свойств нефти при применении технологий увеличения нефтеизвлечения позволил идентифицировать механизм воздействия на пласт химическими методами и подтвердил их эффективность.

Список литературы

1. Зарубежный опыт применения методов увеличения нефтеотдачи / Г.И. Сабахова, К.Р. Рафикова, М.Р. Хисаметдинов [и др.]//Нефть. Газ. Новации. – 2015. – № 4. – С. 25-30.

2. Оценка результатов воздействия на пласт капсулированных полимерных систем по изменению состава добываемой нефти / Т.Н. Юсупова, А.Г. Романов, Е.Е. Барская, Ю.М. Ганеева // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. – 2007. – № 1. – http://www.ogbus.ru/authors/Yusupova/Yusupova_1.pdf

3. Использование термического анализа при идентификации нефтей Татарстана / Т.Н. Юсупова, Л.М. Петрова, Ю.М. Ганеева [и др.] // Нефтехимия. – 1999. – Т. 39. – № 4. – С. 254–259.

4. Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества пород / под ред. Н.А. Еременко, С.П. Максимова. – М.: Наука, 1986. – 134 с.

5. Современные методы анализа в органической геохимии / под ред. А.Э. Конторовича. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 1973. – 100 с.

6. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 888 с.

7. Разработка методологии типизации нефтей разрабатываемых месторождений / Т.Н. Юсупова, Е.Е. Барская, Ю.М. Ганеева, А.Г. Романов // Технология нефти и газа. – 2010. – № 1. – С. 46–53.

8. Физико-химические процессы в продуктивных нефтяных пластах / Т.Н. Юсупова, Ю.М. Ганеева, Г.В. Романов, Е.Е. Барская. – М.: Наука, 2015. – 412 с.

В настоящее время разработка месторождений тяжелой нефти и природных битумов является одной из приоритетных задач. Высокоэффективным методов разработки таких месторождений является технология парогравитационного воздействия (SAGD).

В статье рассмотрены особенности построения геохимической модели месторождения по вертикальным и горизонтальным градиентам относительного содержания биомаркеров. Оценена возможность применения полученной модели для мониторинга разработки залежей сверхвязкой нефти на примере Нижне-Кармальского прогиба Черемшанского месторождения.

Экспериментальная часть включала экстракцию 35 образцов керна из 8 скважин, выделение из битумоидов насыщенных фракций и анализ выделенных фракций с применением методов газовой хроматографии и масс-спектрометрии.

В качестве параметра моделирования выбрано соотношение относительных концентраций 6Н-фарнезола (HHF) и фитана (Ph). Лабораторные исследования показали, что по всей изучаемой площади месторождения соотношение HHF/Ph характеризуется горизонтальными и вертикальными изменениями, обусловленными биодеградацией органического вещества. Отмечено также, что практически во всех скважинах наблюдается резкое увеличение значения HHF/Ph в нижней части продуктивного слоя на глубине 150-160 м, где происходит наиболее интенсивная биодеградация органического вещества. Лабораторные исследования показали, что соотношение HHF/Ph является стабильным в условиях гидротермальной обработки под давлением, что указывает на возможность его измерения в сверхвязкой нефти, добытой методом SAGD для последующего сравнения с геохимической моделью.

На основании построенной модели и измеренных соотношений HHF/Ph в добываемой сверхвязкой нефти дана оценка вероятных путей ее притока к добывающим скважинам.

Список литературы

1. Хисамов Р.С. Аналитическая модель разработки залежи сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренажа // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 2. – С. 62–64.

2. Bennett B., Adams J. The controls on the composition of biodegraded oils in the deep subsurface. – Part 3. The impact of microorganism distribution on petroleum geochemical gradients in biodegraded petroleum reservoirs // Organic Geochemistry. – 2013. – V. 56. – P. 94–105.

3. Peters К.E., Walters C.C., Moldowan J.М. The biomarker guide. – Cambridge U.K.: Cambridge University Press, 2005. – 1155 p.

4. The description of heavy crude oils and the products of their catalytic conversion according to SARA-analysis data / D. Feoktistov, S. Sitnov, A. Vahin [et al.] // International Journal of Applied Engineering Research. – 2015. – V. 10. – P. 45007 – 45014.

5. Catalytic intensification of in-situ conversion of high-viscosity oil in thermal steam extraction methods / S.A. Sitnov, D.A. Feoktistov, G.P. Kayukova [et al.] // International Journal of Pharmacy and Technology. – 2016. – V. 8 (3). – P. 14884–14892.

6. Термическое преобразование битумоида доманиковых отложений Татарстана / А.В. Вахин, Я.В. Онищенко, А.Е. Чемоданов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 10. – С. 32–34.

7. Интенсификации паротепловых методов добычи высоковязких нефтей с использованием катализатора на основе кобальта / С.А. Ситнов, М.С. Петровнина, Д.А. Феоктистов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 106–108.

8. Upgrading Of High-Viscosity Naphtha In The Super-Critical Water Environment / S.M. Petrov, R.R. Zakiyeva, Ya Ibrahim Abdelsalam [et al.] // International Journal of Applied Engineering Research. – 2015. – V. 10 (24). – Р. 44656–44661.

9. Structural changes of heavy oil in the composition of the sandstone in a catalytic and non-catalytic aquathermolysis / S.A. Sitnov, D.A. Feoktistov, M.S. Petrovnina [et al.] // International Journal of Pharmacy and Technology. – 2016. – V. 8 (3). – P. 15074–15080.

С 2014 по 2017 г. на месторождениях Ненецкого автономного округа наблюдается тенденция увеличения числа операций гидроразрыва пластов (ГРП) проницаемостью менее 0,01 мкм². Для выполнения эффективных ГРП в условиях низкопроницаемых коллекторов требуется создание трещин максимально возможной протяженности для расширения области дренирования скважин за счет увеличения массы закачиваемого проппанта. Однако в пластах, залегающих на глубинах более 3000 м, возникают проблемы размещения значительной массы проппанта, связанные с высоким рабочим давлением в процессе ГРП и его интенсивным ростом в процессе подачи проппанта.

В статье рассмотрен опыт выполнения проппантных гидроразрывов низкопроницаемых пластов терригенных и карбонатных отложений девонской системы на месторождениях Ненецкого автономного округа. Проанализированы основные проблемы, возникающие при проведении ГРП. Приведены технологические параметры ГРП, геолого-физические характеристики пластов и показатели эффективности геолого-технических мероприятий. Отмечена тенденция уменьшения удельного расхода проппанта при повышении устьевых давлений в процессе выполнении работ. Дан пример расчета вертикальной и минимальной горизонтальной составляющих горного давления с учетом данных лабораторных исследований кернового материала и промысловых исследований, свидетельствующий о возможности образования горизонтальных трещин. Рассмотрен пример скважины с низкопроницаемым карбонатным коллектором, в которой после двух неуспешных попыток проведения кислотного и проппантного ГРП удалось оптимизировать технологию, успешно провести проппантный ГРП и достичь плановых показателей прироста дебита нефти. Предложены основные направления повышения эффективности технологии ГРП в низкопроницаемых коллекторах.

Список литературы

1. Экономидес М. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. – Элвин Техас:Orsa Press, 2004. – 201 с.

2. Геомеханические характеристики терригенных продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала / Ю.А. Кашников,  Д.В. Шустов, А.Э. Кухтинский, С.А. Кондратьев // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 32–35.

3. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. – 239 с.

4. Напряженное состояние продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала / Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин, Д.В. Шустов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – С. 64–67.

Рассмотрена проблема ограничения водопритоков в скважинной продукции. Одним из способов решения проблемы является проведение водоизоляционных работ с использованием тампонажных растворов на основе синтетических смол, например, составы на основе карбамидоформальдегидной смолы (КФС), имеющие по свойствам ряд преимуществ перед традиционными цементными растворами. Составы на основе КФС нашли широкое применение во многих сферах производства, в том числе в нефтегазовой отрасли, благодаря таким свойствам, как высокая адгезионная способность и прочность; простота приготовления; низкие токсические свойства; низкая стоимость; богатая сырьевая база. В статье приведены результаты лабораторных исследований по разработке и внедрению быстросхватывающейся тампонажной смеси (БСТС) на основе КФС для пластовых температур от 20 до 100 °С с регулируемыми сроками загустевания и схватывания − от 15 мин до 8 ч. Изучены реологические свойства, проведен подбор рецептуры состава БСТС и отвердителя. Выполнены исследования по совместимости БСТС с щелочной полимерной глинисто-кварцевой системой (ЩПГКС), которая используется при водоизоляционных работах как блок-экран. Практическое внедрение БСТС в комплексе с ЩПГКС по ликвидации водопритоков проведено в скв. 36 Южно-Охтеурского месторождения. В результате обводненность снизилась с 98 до 85 %, получен прирост дебита нефти 6 т/сут. На дату анализа эффект от выполненного мероприятия продолжался более 2 лет, накопленная добыча составила 3500 т нефти. Полимерный тампонажный состав БСТС и технология с полимерными композициями обеспечивают высокую эффективность ограничения водогазопритоков в скважинах с пластовыми температурами от 20 до 120 °С.

Список литературы

1. Азаров В.И., Гришин С.П., Цветков В.Е. Методические указания к лабораторным работам по технологии синтетических смол и клеев. – М.: МЛТИ, 1978. – 31 с.

2. Пат. 1620610 СССР, E 21 B 33/138. Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения пат. / Н. Абдурахимов, А.Т. Джалилов, Ш.Г. Файзиев, Н.А. Самигов, А.С.  Эркинов, Е.А. Лыков; заявитель и патентообладатель Институт геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений. – № 4477552/03; заявл. 29.08.88; опубл. 15.01.91.

3. Пат. 2167267 РФ: E 21 B 33/138. Полимерный тампонажный состав/ В.Н. Павлычев, В.Г. Уметбаев, Л.Д. Емалетдинова, Н.В. Прокшина, К.В. Стрижнев, Р.М. Камалетдинова, В.А. Стрижнев, Р.М. Назметдинов, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков; заявитель и патентообладатель ОАО «АНК «Башнефть». – № 2000121311/03; заявл. 08.08.00, опубл. 20.05.01.

Для замера дебитов жидкости скважин в АО «Самаранефтегаз» используются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), строительство и обслуживание которых требует больших капитальных вложений. При временной неработоспособности АГЗУ применяются мобильные замерные установки (МЗУ), с помощью которых определяют дебиты жидкости в течение нескольких часов, однако для проведения каждого замера требуются большие операционные затраты. Использование металлоемких и дорогостоящих АГЗУ для замера дебита на современном этапе развития технологий уже не столь перспективно, в то же время применение МЗУ значительно увеличивает себестоимость добычи нефти. Следовательно, разработка и испытание новых технологий замеров дебитов, позволяющих снизить капитальные вложения и операционные затраты, является актуальной задачей. Для решения этой важной задачи необходимо компактное устройство, обеспечивающее возможность инструментальных замеров непосредственно в скважине с получением мгновенных и точных показаний расхода жидкости. Наиболее перспективным направлением является применение погружных расходомеров. Получить мгновенные данные о дебите жидкости скважины можно при помощи устройства, установленного на внутрискважинном оборудовании. Один из способов осуществления таких замеров основан на использовании индивидуальных замерных устройств на базе расходомеров - термоманометрических систем со встроенным узлом учета жидкости.

Специалистами АО «Самаранефтегаз» разработана усовершенствованная термоманометрическая система со встроенным расходомером (ТМСР). В статье рассмотрены конструкция и принцип действия ТМСР. Работоспособность и эффективность ТМСР для определения дебита жидкости в сочетании с различными станциями управления подтверждены данными, полученными на поверочной автоматизированной установке, а также результатами опытно-промышленных испытаний трех установок, спущенных в скважины АО «Самаранефтегаз». Их текущая наработка превысила 150 сут. Данное техническое решение позволило повысить энергоэффективность производства, снизить число отказов и ремонтов глубиннонасосоного оборудования, оптимизировать систему дозирования химических реагентов без существенных дополнительных затрат.

Список литературы

1. Техника и технология добычи нефти и газа ОАО «Самаранефтегаз» / Г.Г. Гилаев, С.И. Стрункин, И.Н. Пупченко [и др.]. – Самара: Нефть. Газ. Инновации, 2014. – 528 с.

2. Ивановский В.Н. Системы мониторинга и управления или интеллектуальные системы добычи нефти. За чем будущее? // Инженерная практика. – 2014. – № 3. – С. 42–44.

4. Интеллектуализация добычи нефти: новые возможности, разработки и тенденции, система мониторинга рабочих показателей механизированного фонда скважин / В.Н. Ивановский, С.А. Сабиров, И.Н. Герасимов, К.И. Клименко // Инженерная практика. – 2014. – № 7. – С. 60–63.

5. Разработка алгоритма расчета дебита нефтяных скважин при их эксплуатации УЭЦН / С.Д. Шевченко, С.Б. Якимов, В.Н. Ивановский [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. – № 6. – С. 90–91.

Рассмотрен частный случай протекания канавочной коррозии подводного трубопровода системы поддержания пластового давления (ППД) на месторождении Белый Тигр (Вьетнам). Визуальное обследование дефектного участка трубопровода выявило наличие «канавки» шириной до 60 мм по нижней направляющей. Уменьшение толщины стенки трубы в положении «на 6 часов» составило более 85 %. На внутренней поверхности трубопровода также обнаружены характерные бугорки многочисленных колоний сульфатвосстанавливающих бактерий, в результате жизнедеятельности которых образуются локальные дефекты (язвы) округлой формы размером 50–400 мкм. Причиной увеличения активности микроорганизмов, вероятно, послужила периодическая эксплуатация трубопровода ППД с прекращением прокачки подготовленной воды и установлением застойных зон. Представленные результаты элементного анализа и тестов на прочностные характеристики металла дефектного участка соответствуют проектной стали (Х60 API 5L). Установлено, что основными компонентами твердых отложений на внутренней поверхности трубопровода являются оксиды и сульфиды железа, суммарное содержание которых превышает 60 % (по массе).

Сделано предположение, что первоначальной стадией развития канавочной коррозии стал рост колониальных форм сульфатвосстанавливающих бактерий, в результате деятельности которых сформировались рыхлые слои осадков, состоящие из оксидов и сульфидов железа. При отслаивании вследствие слабой адгезии к поверхности металла эти отложения выступили в роли абразива. С потоком воды они удаляли защитный слой пленки ингибитора коррозии и слой оксидов металла до появления чистого металла по нижней образующей трубопровода. Затем происходила электрохимическая коррозия с участием гальванической пары металл (анод) – продукты коррозии (катод) и возрастанием скорости локальной коррозии до 10-15 мм/год.

Список литературы

1. Завьялов В.В. Проблемы эксплуатационной надежности трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. – 332 с.

2. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой А.В. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем: диагностика и прогнозирование долговечности. – Уфа: Гилем, 1997. – 177 с.

3. Моисеева Л.С., Кондрова О.В. Биокоррозия нефтегазопромыслового оборудования и химические методы ее подавления. – Ч. I // Защита металлов. – 2005. – Т. 41. – № 4. – С. 417–426.

4. Peabody A.W. Peabody’s control of pipeline corrosion/ Second edition. – Houston: NACE Press, 2001. – 47 p.

5. Коррозионная активность продукции скважин и эффективность защиты нефтегазодобывающего оборудования СП «Вьетсовпетро» / А.Л. Бушковский, А.Н. Иванов, Чан Ван Винь, Ле Конг Туи // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 7. – С. 112–115.

Разработка нефтяных оторочек (подгазовых зон) нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей осложнена многофазностью потока в пласте, что приводит к возникновению негативных процессов, таких как оттеснение нефти в газовую зону, прорыв газа к забоям добывающих скважин (увеличение газового фактора до 1500 м³/т и более). В результате коэффициент извлечения нефти не превышает 10 % начальных извлекаемых запасов. В то же время остаются открытыми и до конца не изученными вопросы, связанные с процессами фазовых переходов при сепарации нефти в условиях постоянно меняющихся количества и состава добываемого нефтяного газа, что влияет на принимаемые технические решения и экономические показатели разработки.

Если потенциал повышения давления насыщенных паров нефти составляет до 66,7 кПа, выход товарной нефти можно увеличить за счет изменения режимов сепарации и выделения тяжелых углеводородов из низконапорного газа. Если давление насыщенных паров превышает 66,7 кПа, имеются два способа его снижения: дополнительный нагрев (например, в печах) и отдувка легких компонентов нефти газом, например, первой ступени сепарации. Установлено, что повышение температуры нагрева позволяет получить больший выход товарной нефти, чем применение отдувки, но требует бὀльших энергозатрат. Так, при газовом факторе газовом факторе до 750 м³/т экономически более выгодным является нагрев нефти, при газовом факторе более 750 м³/т отдувка становится более предпочтительной за счет снижения энергетических затрат.

Совокупность технических решений и технологических приемов по регулированию давления насыщенных паров нефти позволяет снизить потери и повысить выход товарной нефти.

Список литературы

1. Иванов С.С., Максимов Ю.В. Особенности моделирования и материально-теплового расчета процесса сепарации нефти, добываемой из подгазовых нефтяных оторочек // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 87–89.