Нефтяная отрасль является базовой составляющей экономики Республики Татарстан, обеспечивая минерально-сырьевую и энергетическую безопасность как региона, так и России в целом. При принятии решений в рамках планирования геолого-разведочных работ на нефть и газ, впрочем, как и других видов финансово-хозяйственной деятельности, в настоящее время принято руководствоваться прежде всего показателями технико-экономической эффективности. Для эффективного планирования геолого-разведочных работ необходимо учитывать такой важнейший показатель, как суммарные инвестиции на единицу прироста запасов углеводородов. При планировании динамики данного показателя для оцифровки намеченных стратегических целей предприятия опираются в том числе и на исторические данные, т.е. необходим ретроспективный анализ геолого-экономической эффективности выполненных работ, в том числе по таким показателям, как коэффициент успешности  и суммарные затраты на единицу прироста запасов. В пределах лицензионных участков деятельности ПАО «Татнефть» с 2013 по 2017 г. пробурено 30 поисковых и 15 разведочных скважин с суммарной проходкой около 77 км. При этом средний коэффициент успешности бурения скважин поисковой и разведочной категорий превысил 70 %. Прирост извлекаемых запасов нефти категории В₁+С₁+В₂+С₂ за счет бурения поисковых скважин с учетом списания за данный период составил около 4 млн т, за счет бурения разведочных – около 2 млн т. Удельные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину поисково-разведочного бурения, составили чуть более 137 тыс. т, прирост запасов нефти на 1 м проходки бурением – около 83 т. В среднем по скважинам поисково-разведочного бурения суммарные инвестиции на прирост 1 т извлекаемых запасов нефти за последние 5 лет составили 1167 руб/т. По результатам расчетов коэффициента успешности бурения отмечается, что на этот параметр существенно влияют степень геологической изученности территории и линейные размеры (площадь и амплитуда) подготовленных поднятий. Так, более высокая успешность бурения на каменноугольные отложения объясняется тем, что ловушки, связанные с ними, в основном имеют более дифференцированный и ярко выраженный характер по сравнению с девонскими. При заложении разведочных скважин имеется более полный, чем при проектировании поисковых скважин, объем геологической информации,: каротажные данные по соседним скважинам, уточненный структурный план по результатам бурения, построенные схемы корреляции и профиля, дебиты соседних скважин в контуре С₁ открытой залежи и др. Это также предопределяет более высокие показатели успешности.

В настоящее время в нефтегазовой отрасли существует большое число различных классификаций запасов и ресурсов углеводородного сырья, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки. В статье выполнены их анализ, сравнение, а также рассмотрены возможности сопоставления результатов, полученных с использованием совершенно разных подходов к оценке запасов и ресурсов углеводородов.

В статье рассмотрены особенности подсчета запасов углеводородов разными методами и изучены возможность и целесообразность применения вероятностного метода при аудите запасов. Запасы нефти подсчитаны объемным методом на основе геологической модели залежи, построенной с применением программного комплекса IRAP RMS. Вариативность подсчетных параметров задавалась в модуле «Uncertainty», с помощью которого можно построить геологическую модель с равновероятными реализациями, имея недостаточный объем данных об основных характеристиках месторождения. При расчете неопределенности дисперсия по значениям задавалась для следующих параметров: уровень водонефтяного контакта, пересчетный коэффициент, коэффициенты пористости и водонасыщенности. После вычислений и перебора возможных реализаций в пределах заданных параметров программа сгенерировала результат в виде трех значений запасов: P10 (вероятные), P50 (возможные), P90 (доказанные). Для сравнения результатов подсчета запасов использованы результирующие карты нефтенасыщенных толщин.

На основе проведенного исследования выявлено, что на конечный результат (распределение доли коллектора) и основные параметры формулы объемного метода влияют входные данные и различия подходов к построению 3D геологической модели. Для корректной оценки запасов (ресурсов) углеводородов необходимо использовать многовариантное распределение подсчетных параметров в геологическом пространстве рассматриваемого объекта.

Список литературы

1. Kelliher C.F., Mahoney L.S. Using Monte Carlo simulation to improve long-term investment decision // The Appraisal Journal. – 2000. – № 1. – P. 44–56.

2. Хисамов Р.С., Сафаров А.Ф., Калимуллин А.М. Применение литолого-фациального анализа при построении геологической модели бобриковского горизонта Сиреневского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 6. – С. 11–15.

3. Система управления ресурсами и запасами жидких, газообразных и твердых углеводородов / пер. с англ. Ю.Е. Агеева; под ред. Б.Н. Аронштейн. – М.: ФГУ «Государственная комиссия по запасам РФ», 2007. – 63 с.

4. Стоимостная оценка нефтегазовых месторождений и участков недр с учетом неопределенности и рисков / А.А. Герт [и др.]. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2009. – 227 с.

Рассмотрен опыт строительства многоствольной скважины на два горизонта (верейский и кизеловский) с применением извлекаемого клина-отклонителя и специального съемника вместо бурения двух горизонтальных скважин. Техника и технология строительства многоствольных и многозабойных скважин сложной архитектуры и поддержание их работоспособности в процессе эксплуатации особенно востребованы в условиях неравномерно проницаемых продуктивных пластов новых, малых по площади месторождений, разработка которых по самостоятельной сетке вертикальных скважин нерентабельна. На старых месторождениях подключение к эксплуатации возвратных горизонтов с применением многоствольных скважин равноценно открытию новых залежей с полностью готовой инфраструктурой.

Разработанное оборудование высокой заводской готовности транспортируется любым видом транспорта. Клин-отклонитель ОИ-168 собирается на устье скважины свинчиванием одной конусной резьбы, соединен с компоновкой фрез. Вырезание «окна» осуществляется за одну спускоподъемную операцию. Предусмотрена возможность бурения пилотной части бокового ствола компоновкой фрез для вырезания «окна». В процессе бурения бокового ствола, его крепления и обработки осложнений при прохождении инструмента через «окно» не зафиксировано. Извлечение клина-отклонителя выполняется специальным съемником. Конструкция ОИ-168 позволяет извлекать его из скважины полностью, не оставляя никаких деталей для разбуривания. По окончании строительства скважины и ее оснастки оборудованием для одновременно-раздельной эксплуатации горизонтов начальный дебит нефти составил 9,43 т/сут, обводненность - 5 %, распределение дебита по горизонтам - 50×50 %.

Список литературы

1. Наука и практика применения разветвленных и многозабойных скважин при разработке нефтяных месторождений / И.Н. Хакимзянов, Р.С. Хисамов Р.Р. Ибатуллин [и др.]. – Казань: ФЭН, 2011. – 319 с.

2. Мухаметшин А.А. Зарубежный и отечественный опыт бурения многоствольных скважин с созданием герметичного соединения стволов / Тр. ин-та /  ТатНИПИнефть. –  2015. – Вып. 83. – С. 201–206.

3. Мухаметшин А.А. Техника и технология строительства многоствольных скважин. // Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения : материалы III Всерос. науч.-техн. конф. – Уфа: РИЦ УГНТУ, 2014. – С. 9–13.

4. Мухаметшин А.А., Илалов Р.Х., Насыров А.Л. Разработка оборудования для строительства многоствольных скважин с сохранением проходного сечения основного ствола / Тр. ин-та /  ТатНИПИнефть. –  2015. – Вып. 83. – С. 194–200.

5. Пат. 2636608 РФ, МПК Е 21 В 7/08, 43/10, 33/10. Способ строительства дополнительного ствола многомтвольной скважины и устройство для его осуществления / Ф.Ф. Ахмадишин, А.А. Мухаметшин, А.Л. Насыров; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2016131002; заявл. 27.07.16; опубл. 24.11.17.

6. Пат. 2414580 РФ, МПК E 21 B 7/08. Отклонитель извлекаемый [Текст] / А.Г. Зайнуллин, Р.С. Хисамов, И.А. Нуриев, Р.Х. Илалов, А.А. Мухаметшин, М.Г. Сабиров, Ю.И. Петлин, С.Г. Малышев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2009147860/03; заявл. 22.12.09; опубл. 20.03.11.

7. Пат. 2415250 Российская Федерация, МПК Е 21 В 31/20. Устройство для извлечения клина-отклонителя из скважины [Текст] / Зайнуллин А.Г., Нуриев И.А., Поленок П.В., Сабиров М.Г., Мухаметшин А.А., Илалов Р.Х., Петлин Ю.И., Малышев С.Г.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2009147851/03; заявл. 22.12.09; опубл. 27.03.11.

8. Пат. 2483187 РФ, МПК Е21В 23/03. Устройство направляющее для ввода хвостовика в боковой ствол / А.Г. Зайнуллин, А.А. Мухаметшин, Р.Х. Илалов, М.Г. Сабиров, Б.М. Романов, Н.А. Гараев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2011151676/03; заявл. 16.12.11; опубл. 27.05.13.

Использование стальных обсадных труб в качестве эксплуатационных колонн при строительстве скважин может сопровождаться процессами коррозии. Применение стеклопластиковых эксплуатационных колонн исключает затраты на ремонтно-восстановительные работы эксплуатационных колонн и проведение катодной защиты.

В 2014 г. ПАО «Татнефть» открыло предприятие ООО «Татнефть-Пресскомпозит», которое специализируется на изготовлении стеклопластиковых труб: насосно-компрессорных, линейных и обсадных. На Куакбашской площади ПАО «Татнефть» из-за активной коррозии колонн насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах НГДУ «Лениногорскнефть» предложило строительство скважин-дублеров с эксплуатационной колонной из стеклопластиковых труб. В 2016–2017 гг. при строительстве скв. 38400д, 38392д Куакбашской площади применена эксплуатационная колонна из стеклопластиковых обсадных труб. В настоящее время спущены и зацементированы еще четыре эксплуатационные колонны в добывающих скважинах малого диаметра. Опытные скважины находятся в эксплуатации: две скважины работают в качестве нагнетательных, четыре скважины малого диаметра – в качестве добывающих, при этом добыча на двух скважинах ведется непосредственно по обсадной трубе без использования насосно-компрессорных труб. Закачка воды в нагнетательные скважины ведется без применения насосно-компрессорных труб.

Список литературы

1. Перлин С.М. Применение стеклопластиков для труб нефтяного сортамента // Машины и нефтяное оборудование. – 1965. – Вып. 11. – С. 3–7.

2. Юсупов И.Г., Голышкин В.Г., Крылов В.И. Крепление скважин пластмассовыми трубами. – Обз. информация. Сер. Бурение. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – 75 с.

3. РД 39-0147585-081-92 Инструкция по технологии крепления скважин стеклопластиковыми трубами в интервале продуктивного горизонта для контроля за изменением нефтенасыщенности в процессе эксплуатации / И.Г. Юсупов [и др.]. – Бугульма: ТатНИПИнефть, 1992. – 48 с.

Список литературы

1. Злобин А.А. Анализ фазовых переходов парафинов в поровом пространстве пород-коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 47–56.

2. Иктисанов В.А., Сахабутдинов К.Г. Реологические исследования парафинистой нефти при различных температурах // Коллоидный журнал. – 1999. – Т. 61. – № 6. – С. 776–779.

3. Хусаинов В.М. Структура остаточных запасов Татарстана. Проблемы и перспективы разработки // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы: материалы Международной научно-практической конференции, г. Казань, 3–4 сентября 2014 г. – Казань: ФЭН, 2014. – С. 86–89.

4. Курьяков В.Н. Исследование фазовых превращений в углеводородных флюидах методом статического и динамического рассеяния света: автореф. дис. … канд. физ.-мат. наук. – М., 2016. 

Список литературы

1. Обоснование возможности применения технологии кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении / Г.К. Борисов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2011. – № 12. – С. 46-51.

2. Шаякберов В.Ф. Внедрение установок кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды в ПАО «НК «Роснефть» // Инженерная практика. – 2015. – № 11. – С. 90-92.

3. Инструкция по выбору объектов и технологии для организации кустового сброса воды : СТО ТН 182-2017 / Ф.Р. Губайдулин [и др.]. – Бугульма: ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». 2017. – 29 с.

4. Пат. 2460568 РФ, МПК B 01 D 17/00. Установка отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды (варианты) / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р.  Губайдулин, С.Н. Судыкин, Л.Н. Сухова, В.В. Смыков, А.И. Рыжиков, Р.Х Халимов, Н.Ф. Хамидуллин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2011105650/05; заявл. 15.02.11; опубл. 10.09.12.

5. Технология кустового сброса и очистки попутно добываемой воды / Н.Г. Ибрагимов, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 62-64.

6. Разработка и испытание технологии сброса и очистки попутно добываемой воды на кусте скважин / Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин, Р.З. Сахабутдинов [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. –  2012. – Вып. 80. – С. 265-270.

7. Пат. 106845 РФ, МПК B 01 D 17/02, Е 21 В 43/00. Скважина для сброса воды / В.Ф. Шаякберов, И.А. Латыпов; заявитель и патентообладатель ООО «Уфимский Научно-Технический Центр». – № 2011110622/05; заявл. 21.03.11; опубл. 27.07.11.

8. Технологии кустового сброса воды в ПАО «Татнефть» / А.Н. Судыкин, Н.Г. Ибрагимов, Ф.Р. Губайдулин [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2017. – Вып. 85. – С. 3.

Список литературы

1. Буслаев Е.С., Кудряшова Л.В., Магсумова Р.С. Рациональное использование водных ресурсов при разработке месторождений сверхвязкой нефти // В сб. докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть», 13-14 апреля 2016 г., г. Бугульма. – Набережные Челны: Экспозиция Нефть Газ, 2016. – С. 438-439.

2. Исследование свойств попутно добываемой воды на месторождениях сверхвязкой нефти и разработка технологии ее подготовки для повторного использования / Е.С. Буслаев, А.В. Лойко, С.В. Ицков [и др.] // Тр. ин-та  /  ТатНИПИнефть. – 2016. – Вып. 84. – С. 247-254.

3. Пат. 2503806 РФ, МПК Е 21 В 43/20, F 17 D 1/16. Система обустройства месторождения тяжелой нефти и природного битума (варианты) / Р.З. Сахабутдинов, В.Г. Фадеев, Р.Р. Ахмадуллин, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин, Л.В. Кудряшова, Л.Н. Шакирова, А.Н. Судыкин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2012132370/03; заявл. 27.07.12; опубл. 10.01.14.

Список литературы

1. Оценка экологического состояния территории национального парка «Нижняя Кама» в условиях промышленной добычи нефти / Р.М. Гареев, М.Н. Мингазов, О.Е. Мишанина, Е.В. Хисамутдинова // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 70–73

2. Лесохозяйственный регламент лесничества НП «Нижняя Кама». – Елабуга, 2017. – 141 с.

3. Об утверждении региональных нормативов «Допустимое остаточное содержание нефти и продуктов ее трансформации в почве после проведения рекультивационных и иных восстановительных работ на территории Республики Татарстан»: приказ Министерства экологии и природных ресурсов Республики Татарстан № 1201-п от 28.10.2016. – Казань, 2016. – 6 с.

Точное определение водонасыщенности - один из наиболее важных и сложных вопросов при подсчете запасов углеводородов, успешное решение которого зависит от качества проведенных лабораторных исследований кернового материала. Однако в настоящее время нет единого стандарта, регламентирующего данный вид исследований в условиях низкопроницаемых коллекторов. Проведенный анализ показывает, что положения ОСТ 39-204–86 (отраслевого стандарта), которые были разработаны в 1986 г. применительно к коллекторам с высокими фильтрационно-емкостными свойствами и низким содержанием глинистого материала в поровом пространстве, утратили актуальность в условиях низкопроницаемых коллекторов. В статье рассмотрена процедура проведения экспериментальных исследований керна методом полупроницаемой мембраны. Показаны достоинства и недостатки данного метода. Выработаны рекомендации по повышению информативности капилляриметрических исследований. Рекомендации включают порядок отбора образцов из разных литологических групп; схему повышения капиллярного давления при проведении лабораторных исследований низкопроницаемых горных пород из не менее чем 11 ступеней с максимальным создаваемым давлением не менее 1 МПа; алгоритм определения момента прекращения фильтрации и перехода на следующую ступень капиллярного давления (выдержка образцов при заданном давлении не менее 72 ч после прекращения фильтрации); проведение исследований с использованием индивидуального капилляриметра в атмосферных и пластовых условиях. Кроме того, определен критерий качества кривых капиллярного давления, рассмотрены наиболее распространенные причины их низкого качества. Отмечена важность качественно проведения опытов, что позволяет оценить такие параметры, как распределение пор по размерам, смачиваемость и другие производные характеристики.

Список литературы

1. Плюснин Г.В., Хижняк Г.П. Физика пласта. Пермь, 2013, 219 с.

2. Ратников И.Б., Шульга Р.С., Романов Е.А. Интерпретация данных капиллярных исследований //Горные науки и технологии. – 2017. – № 4. – С. 24–39.

3. Белов Ю.Я. Усовершенствование капилляриметрического метода исследования пород-коллекторов для определения ряда параметров подсчета запасов нефти и газа: дис.…канд. геол.-минер. наук. – М., 1980.

4. Hammervold W.L., Skjæveland S.M. Improvement of diaphragm method for drainage capillary pressure measurement with micro pore membrane // EUROCAS meeting. – 1992. – Sept. – Р. 8–10.

В последние годы структура запасов нефти претерпевает качественные изменения, сопровождающиеся увеличением доли высоковязкой и сверхвязкой нефти. Мировые запасы таких углеводородов значительно превышают запасы легкой нефти. Россия обладает значительными геологическими запасами высоковязкой и сверхвязкой нефти, которые составляют, по разным оценкам, от 6 до 7 млрд т. Большой опыт освоения залежей сверхвязкой нефти и применения различных технологий воздействия на пласт накоплен в Тимано-Печорской провинции, где многие годы в промышленной разработке находятся два крупных месторождения: пермокарбоновая залежь Усинского месторождения и Ярегское нефтяное месторождение. В процессе их эксплуатации установлены факторы, негативно влияющие на показатели разработки. В связи с этим возникла необходимость совершенствования существующих и разработки новых, более эффективных технологий добычи тяжелой нефти. В Центре исследования керна и пластовых флюидов филиала «ПермНИПИнефть» создано специализированное направление по лабораторному сопровождению разработки месторождений высоковязкой и сверхвязкой нефти, деятельность которого заключается в проведении экспериментальных исследований, направленных на изучение и подбор новых технологий добычи, в том числе термохимических, для месторождений ПАО «ЛУКОЙЛ». В 2018-2019 гг. в данном направлении запланирован ряд научно-исследовательских работ, предусматривающих проведение исследований технологий комбинированного воздействия на пласт теплоносителем, диоксидом углерода и многофункциональной химической композицией на основе ПАВ.

В статье приведены результаты ранее проведенных экспериментальных исследований. Дано описание оборудования лабораторного комплекса. Приведены его технические характеристики. Кратко рассмотрены этапы запланированных исследований технологии комбинированного воздействия теплоносителями, СО₂ и композицией на основе ПАВ.

Список литературы

1. Тяжелые нефти Тимано-Печорской провинции / Л.А. Анищенко, О.В. Ва­ляева, О.С. Процько, О.Ф. Разманова // Вестник института геологии Коми научного центра УрО РАН. – 2014. – № 9. – С. 11–14.

2. Башкирцева Н.Ю. Высоковязкие нефти и природные битумы // Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – № 19. – С. 296–299.

3. Современные технологии добычи высоковязких нефтей / С.Г. Конесев, М.И. Хакимьянов, П.А. Хлюпин, Э.Ю. Кондратьев // Электротехнические системы и комплексы. – 2013. – № 21. – С. 301–307.

4. Искрицкая Н.И., Макаревич В.Н. Необходимость ускоренного освоения месторождений высоковязких нефтей на территории России // Георесурсы. – 2014. – № 4. – С. 35–39.

5. Природные битумы. Перспективы использования / Г.К. Бикмухаметова, А.И. Абдуллин, Е.А. Емельянычева [и др.] // Вестник технологического университета. – 2016. – Т. 19. – № 18. – С. 31–36.

6. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин. – Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2015. – 476 с.

7. Heddle G., Herzog H., Klett M. The economics of CO2 storage. – USA: Eds Massachusetts Institute of Technology, 2003. – 111 p.

8. Термические методы воздействия на нефтяные пласты: Справочное пособие / Ф.Г. Аржанов, Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев [и др.]. – М.: Недра, 1995. – 192 с.

Предложен новый реагент на основе активированного алюминия Rau-85 для термогазохимической обработки призабойной зоны нефтяных скважин. Проведены экспериментальные исследования по изучению воздействия Rau-85 на нефтенасыщенные керны. В лаборатории научно-исследовательского института «Каспиймунайгаз» на кернах нефтяного месторождения Уаз проведены исследования по моделированию процессов обработки пластовых флюидов активированным сплавом алюминия Rau-85 в условиях, максимально приближенных к пластовым. Для очистки порового пространства образцов керна от нефти, битумов, воды и солей выполнены экстрагирование органическими растворителями на аппарате Сокслета. В качестве растворителя использовалась смесь толуола, спирта, бензола. До и после экстракции образцы взвешивались на аналитических весах. После сушки проводились стандартные исследования по измерению пористости и объемной минералогической плотности образцов керна, которые относятся к терригенной породе и обладают проницаемостью для газа от 0,03 до 2490 мкм². Для исследований использовались нефти ряда месторождений Казахстана и пластовой воды месторождения Уаз.

Исследованы фильтрационно-емкостные свойства кернов. Установлено, что в ходе реакции активированного алюминия с пластовыми флюидами выделяется большое количество тепла, атомарный водорода и углеводородные газы. Проведен анализ группового состава нефти до и после термогазохимической обработки реагентом Rau-85. Показано, что наблюдается уменьшение содержания углеводородов от С₃₃ до С₄₀ на 2,83 % и увеличение содержания легких углеводородов от С₁₁ до С₃₂ на 10,74 % в составе нефти. Это свидетельствует о гидрогенолизе нефти атомарным водородом непосредственно в керне.

Выполнено сравнение коэффициентов вытеснения нефти из керна газами, образовавшимися при термогазохимическом воздействии реагентом Rau-85, и пластовой водой. На основании результатов лабораторного эксперимента по вытеснению пластовой воды и высоковязкой нефти при термогазохимическим воздействием реагентом Rau-85 на нефтенасыщенном керне сделан вывод о перспективности использования активированных сплавов алюминия Rau-85 для обработки призабойной зоны скважин с целью увеличения нефтеотдачи пласта.

Список литературы

1. Варшавский И.Л. Энергоаккумулирующие вещества и их использование. – Киев: Наукова думка, 1980. – 240 c.

2. А.с. 535364 СССР. Сплав на основе алюминия для получения водорода/ Д.В. Сокольский, Л.Ф. Козин, В.П. Бармин, А.Н. Подгорный, И.Л. Варшавский, Р.Г. Сармурзина, Е. Оспанов; заявитель Институт органического катализа и электрохимии АН Казахской ССР. – № 2185102/02; заявл. 27.10.75; опубл. 15.11.76.

3. Связь структуры активированного алюминия с кинетикой выделения водорода при взаимодействии сплава с водой / Р.Г. Сармурзина, А.А. Пресняков, О.И. Морозова [и др.] // Журнал физической химии. – 1984. – Т. 57. – № 4. – С. 975–976.

4. Сармурзина Р.Г., Сокольский Д.В., Воздвиженский В.Ф. Физико-химические основы активации алюминия с целью получения водородного топлива / В сб. Вопросы атомной науки и техники // Сер. Атомно-водородная энергетика и технология. – 1985. – № 2. – С. 29–32.

5. Структура и свойства активированного алюминия / Р.Г. Сармурзина, А.А. Пресняков, О.И. Морозова, Н.Н. Мофа // Физика металлов и металловедение. – 1988. – Т. 66. – № 3. – С. 504–508.

6. Перспективы развития водородной энергетики на основе алюминия / А.В. Берш, Б.В. Клейменов, Ю.А. Мазалов, В.Е. Низовцев // Радиоэлектроника и телекоммуникации. – 2005. – № 2. – С. 62-66.

7. Шейдлин А.Е., Жук А.З. Алюмоводородная энергетика // Вестник Российской Академии наук. – 2010. – Т. 80. – № 3. – С. 218–224.

8. Кравченко О. Применение водорода в химических и термохимических технологиях интенсификации добычи углеводородов // Промышленность Казахстана. – 2013. – № 6. – С. 58–63.

9. Термохимическая обработка нефти месторождения Кумколь гидрореагирующими составами на основе активированных металлов / Б. Молдабеков, Г. Бойко, Р. Сармурзина [и др.]// Вестник Казахстанско-Британского технического университета. – 2015. – № 3. – С. 66–71.

В настоящее время гидроразрыв пласта (ГРП) является неотъемлемой частью мероприятий по интенсификации притока повсеместно. На этапах реализации программы ГРП при наличии неопределенности в оценке энергетического состояния пласта и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) рекомендуется проведение гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Также целью ГДИС может быть уточнение и подтверждение параметров трещины, полученной в результате проведения ГРП: полудлины трещины и ее проводимости. В свою очередь проведение гидродинамические исследования добывающих скважин может приводить к значительным простоям и потерям добычи, поэтому планирование и проведение ГДИС для этой категории скважин носит адресный характер. Задача оптимизации времени, затрачиваемого на исследования, а также поиска методов обработки информации, получаемой при проведении ГРП, особенно актуальна. Одним из эффективных и экономичных методов решения таких задач может быть интерпретация данных мини-ГРП с целью получения информации о пластовом давлению и гидропроводности пласта. Мини-ГРП представляет собой короткий нагнетательный тест, который обязательно проводится перед основным ГРП с целью получения параметров, необходимых для корректировки геомеханических моделей и внесения поправок в программу проведения основного ГРП. В настоящее время интерпретация данных мини-ГРП активно используется для определения пластового давления и гидропроводности пласта, как в зарубежной, так и в отечественной практике.

В статье рассмотрен опыт обработки данных мини-ГРП. Дано описание результатов обработки. Выполнен анализ полученных результатов и рассмотрены основные проблемы, возникающие при интерпретации данных мини-ГРП с целью определения пластового давления и гидропроводности пласта. Проанализирована экономическая целесообразность использования данных мини-ГРП по сравнению с данными стандартных ГДИС.

Список литературы

1. Castillo J.L. Modified Fracture Pressure Decline Analysis Including Pressure-Dependent Leakoff // SPE 16417-MS. – 1987. – DOI:10.2118/16417-MS.

2. Nolte K.G., Maniere J.L., Owens K.A. After-Closure Analysis of Fracture Calibration Tests // SPE 38676-MS. – 1997. – DOI:10.2118/38676-MS.

3. Usmanova A., Smith P., Rylance M. After Closure Analysis as an Appraisal Approach (Russian) // SPE 181968-RU. – 2016. – DOI:10.2118/181968-RU.

4. Barree R.D., Miskimins J., Gilbert J. Diagnostic Fracture Injection Tests: Common Mistakes, Misfires, and Misdiagnoses // SPE 169539-PA. – 2015. – DOI:10.2118/169539-PA.

5. Barree R.D., Barree V.L., Craig D. Holistic Fracture Diagnostics: Consistent Interpretation of Prefrac Injection Tests Using Multiple Analysis Methods // SPE 107877-PA. – 2009. – DOI:10.2118/107877-PA.

Эксплуатация установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Большинство скважин, оборудованных погружными насосами, эксплуатируется при давлениях у входа, меньших давления насыщения, и в насос поступает смесь жидкости и газа. Повышение эффективности работы скважинных насосов при откачке жидкости и газа является одним из важных направлений исследований в области механизированной добычи.

При разработке новых видов скважинного оборудования для эффективной откачки газожидкостных смесей необходимо проведение стендовых исследований характеристик экспериментальных образцов насосов. Для более полного приближения к реальным условиям эксплуатации целесообразно использовать промысловые стенды с возможностью исследования характеристик насосов при откачке скважинной продукции. Поэтому важной практической задачей является разработка принципиальных схем промысловых стендов, обеспечивающих адекватное моделирование скважинных условий эксплуатации при откачке жидкости и газа.

В статье представлены две схемы стендов. Одна из предложенных принципиальных гидравлических схем предусматривает размещение экспериментального образца насоса на поверхности земли вблизи устья добывающей скважины. Данный стенд может быть выполнен в мобильном варианте и перемещаться при необходимости с одной скважины на другую. Для испытаний целесообразно подбирать скважины с различной обводненностью жидкости. В другой схеме промысловый стенд для исследований характеристик насосов располагается на установке предварительного сброса воды. При этом возможно проведение испытаний на промысловом стенде с регулированием не только газосодержания, но и обводненности.

Показано, что проблема эксплуатации насосов в скважинах и проведения испытаний на промысловых стендах при высоком газосодержании актуальна не только для нефтяной, но и для газовой промышленности. В процессе обводнения газовых залежей возможно проявление механизма водогазового воздействия как основного фактора извлечения части образовавшегося в пласте конденсата. Поэтому механизированная эксплуатация обводненных газоконденсатных скважин погружными насосами позволит реализовать в пласте водогазовое воздействие, причем не только с увеличением добычи газа, но и с повышением конденсатоотдачи пластов.

Список литературы

1. Дроздов А.Н. Влияние свободного газа на характеристики глубинных насосов // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 1. – С. 68–70.

2. Дроздов А.Н. Технологии эксплуатации скважин погружными насосами при низких забойных давлениях // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 6. – С. 86–89.

3. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС пресс, 2008. – 312 с.

4. Ляпков П.Д., Дроздов А.Н. Изменение давления насыщения и кривой разгазирования пластовой нефти вследствие частичной сепарации газа у входа в ЭЦН // ЭИ Нефтепромысловое дело. – 1987. – № 6. – С. 4–7.

5. Мохов М.А., Сазонов Ю.А., Димаев Т.Н. Техника и технологии для добычи и перекачки углеводородов // НЕФТЬ, ГАЗ И БИЗНЕС. – 2013. – № 7. – С. 66–68.

6. Моделирование насосных систем при решении задач нефтедобычи / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, К.И. Клименко, А.В. Демидов // НЕФТЬ, ГАЗ И БИЗНЕС. – 2013. – № 9. – С. 54–56.

7. Мохов М.А., Сазонов Ю.А., Муленко В.В. Вопросы компьютерного моделирования насосных систем // НЕФТЬ, ГАЗ И БИЗНЕС. – 2013. – № 11. – С. 66–68.

8. Новые технические решения в области разработки насосных систем для подъема многофазных потоков / М.А. Мохов, Ю.А. Сазонов, Т.Н. Димаев, И.В. Грязнова // Газовая промышленность. – № 7. – 2013. – С. 54–55.

9. Новая технология защиты установки электроцентробежного насоса от влияния механических примесей / В.С. Вербицкий, А.Н. Дроздов, А.В. Деньгаев, А.И. Рабинович // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 12. – С. 78–81.

10. Дроздов A.Н., Териков B.А. Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуатации осложненных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 68–72.

11. Промысловые испытания экспериментальных образцов беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом на Самотлорском месторождении / Д.Г. Орлов, В.А. Териков, А.Н. Дроздов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2003. – № 11. – C. 20–24.

12. Дроздов А.Н. Эксплуатация низконапорных газовых и газоконденсатных скважин механизированным способом // Газовая промышленность, спец. выпуск журнала «РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина – 80 лет». – 2016. – Апрель. – С. 63–67.

13. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты / А.Н. Дроздов, Ю.А. Егоров, В.П. Телков [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2006. – № 2. – C. 54–59.

14. Drozdov A.N., Drozdov N.A. Laboratory Researches of the Heavy Oil Displacement from the Russkoye Field’s Core Models at the SWAG Injection and Development of Technological Schemes of Pump-Ejecting Systems for the Water-Gas Mixtures Delivering // SPE 157819. – 2012.

Список литературы

1. Сазонов Ю.А. Основы расчета и конструирования насосно-эжекторных установок. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. – 305 с.

2. Lea J.F., Winkler H.W. What’s new in artificial lift. Part 1 – Introducing developments in natural gas well dewatering // World Oil – March 2010. – Р. 51–59.

3. Brink M. Jet pump technology for artificial lift in oil and gas production // The Elomatic Magazine – 2014. – № 1 – P. 40–43.

4. Large Scale Jet Pump Performance Optimization in a Viscous Oil Field /  K.S. Manjit, P. Dhruva, K.S. Aditya [et al.] / SPE 166077-MS. – 2013.

5. Пат. 2100662. МКИ F04 F5/54. Струйная компрессорная установка / Ю.А. Сазонов, А.П. Шмидт, В.Н. Елисеев, Б.А. Малов, А.С. Тришин; патентообладатели ОАО «Оренбургнефть», Государственная академия нефти и газа им. И.М. Губкина; заявитель ОАО «Оренбургнефть» № 96118795, заявл. 18.09.96; опубл. 27.09.97.

6. Пат. 2130132. МКИ F04 F 5/54. Струйная компрессорная установка / Ю.А. Сазонов, А.П. Шмидт, В.Н. Елисеев, Б.А. Малов, И.С. Юдин; патентообладатели ОАО «Оренбургнефть», ГАНГ им. И.М. Губкина. – № 2130132; заявл. 16.06.97; опубл. 10.05.99.

7. Подвидз Л.Г. Насосные установки импульсного действия. Изв. вузов. Машиностроение. – 1980. – № 9. – С. 51–56.

8. Eliseev V.N., Sazonov Yu.A. First tests of models of pulsed jet compressor installation // Chemical and Petroleum Engineering, Springer New York. – 2000. – May. – V. 36. – № 5. – Р. 292–293. – DOI: 10.1007/BF02463383.http://link.springer.com/article/10.1007/BF02463383

9. Разработка эжекторных систем для месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами углеводородов / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Т. Мищенко [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2017. – № 10. – C. 110–112. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-10-110-112

10. Перспективы использования двухкамерных насосно-компрессорных установок для перекачки многофазных сред / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Т. Мищенко [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2017. – № 11. – C. 137–139. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-11-137-139

11. Разработка струйной техники для энергоэффективных технологий добычи нефти и газа / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Т. Мищенко, А.Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство – 2017. – № 12. – C. 138–141. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-12-138-141

12. Пат. 2642198 РФ. Скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта / А.Н. Дмитриевский, Ю.А. Сазонов. – № 2015150593; заявл. 26.11.15; опубл. 24.01.18.

13. Дроздов A.Н., Териков B.А. Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуатации осложненных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 68–72.

14. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты / А.Н. Дроздов, Ю.А. Егоров, В.П. Телков [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2006. – № 2. – C. 54–59.

15. Дроздов А.Н. Исследование характеристик насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 9. – С. 108–111. 

При эксплуатации электроцентробежных насосов (ЭЦН) в осложненных солеотложением условиях, на их рабочих частях и поверхностях образуется дисперсный плотный камнеобразный осадок, толщина которого достигает 0,6-1 мм, что нарушает теплообмен и приводит к «тепловому удару электродвигателя». В процессе развития механизированных методов добычи нефти проблема отказов ЭЦН вследствие «теплового удара» электродвигателя из-за образования минеральных отложений на его корпусе, актуальна. Как правило, наработка на отказ скважинных насосов при наличии отложений солей уменьшается в 3-5 раз и более.

Значительную роль в формировании температуры двигателя насоса играют такие факторы, как температура обтекающего его флюида, коэффициент отдачи тепла газожидкостной смесью, зависящий от структуры и обводненности добываемой продукции, толщина солеотложения на корпусе погружного электродвигателя (ПЭД), величина нагрузки на его валу и др. Опыт эксплуатации показал, что наиболее частой причиной выхода ПЭД из строя является износ или повреждения изоляции обмотки статора насоса.

В статье рассмотрен механизм отложения минеральных солей на поверхности электродвигателя. Приведены  модели объемной кристаллизации солей из растворов и их осаждения на поверхности. Разработана методика расчета прироста температуры погружного асинхронного электродвигателя ЭЦН при разных нагрузочных режимах эксплуатации и с учетом изменения суммарного коэффициента теплоотдачи из-за образования минеральных отложений на внешней поверхности корпуса установки. Приведены зависимости коэффициента теплоотдачи охлаждающего флюида от давления на приеме насоса для различных дебитов скважины, нагрева охлаждающего флюида в зависимости от полезной мощности ПЭД при различной обводненности добываемой продукции, температуры ПЭД от полезной мощности при разных толщинах слоев отложения солей на корпусе  электродвигателя.

Предложена методика поверхностного осаждения CaSO₄ на корпусе ПЭД, позволяющая рассчитать скорость роста толщины отложений в зависимости от скорости течения охлаждающей жидкости и концентрации соли в растворе.

Разработанные методики позволяют осуществлять модельное прогнозирование рисков, связанных с условиями эксплуатации ПЭД в осложненных солеотложением скважинах.

Список литературы

1. Особенности формирования твердых отложений в скважинном оборудовании на Верх-Тарском месторождении / Ф.Я. Канзафаров, Р.Г. Джабарова, А.Н. Ермолаева, В.А. Градов // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 2. – С. 72–74.

2. Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф., Михайлов А.Г. Влияние солеотложения на работу насосного оборудования в ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. – 2001. – № 7. – С. 23–26.

3. Опыт и перспективы ингибирования солеотложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» / А.Н. Семеновых, Д.В. Маркелов, В.В. Рагулин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 8. – С. 94–97.

4. Перекупка А.Г., Елизарова Ю.С. Эффективность и перспективы применения многокомпонентных смесей ингибиторов солеотложения // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 6. – С. 82–84.

5. Hasan A.R., Kabir C.S. Ytat Transfer During Two-Phase Flow in Wellbores: Part 1 – Formation Temperature // SPE 22866. – 1991.

6. Caetano E.F. Upward Vertical Two-Phase Flow Through an Annulus: Phd dissertation. – The University of Tulsa. – 1985.

7. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: Орбита-М, 2004. – 432 с.

8. Mullin J.W. Crystallization. – London: Butterworth-Ytinemann, 2001.

9. Levins D.M., Glastonbury J.R. Particle-liquid hydrodynamics and mass transfer in a stirred vessel. 2. Mass transfer // Trans Inst Chem Eng. – 1972. – V. 50. – Р. 15.

10. Bott T.R. The fouling of heat exchangers. – Elsevier Science, 1995. – 546 с.

11. Konak A.R. A New Model for Surface Reaction-Controlled Growth of Crystals from Solution // Chem. Eng. Sci. – 1974. – V. 29. – P. 1537–1543.

12. Fahiminia F., Watkinson A.P., Epstein N. Experiments and Modeling of Calcium Sulphate Precipitation Under Sensible Heating Conditions: Initial Fouling and Bulk Precipitation Rate Studies. – The Berkeley Electronic Press, 2016. – P. 175–184.

В статье рассмотрен комплекс оборудования для промывки и прогрева скважин с применение полых штанг (ОППС), разработанный специалистами компании «ЭЛКАМ». Данный комплекс предназначен для промывки тепловым методом добывающих скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосами и осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), где в качестве лифтовой колонны использованы насосно-компрессорные трубы, а в качестве канала для подвода теплоносителя – полые насосные штанги с муфтами. Разогретая промывочная жидкость (горячая нефть или вода, перегретый пар, химические реагенты) подается по рукаву высокого давления в колонну полых штанг, откуда через специальную промывочную муфту поступает в зону, находящуюся выше насоса и ниже места образования АСПО. В результате движения горячей жидкости к устью скважины происходит процесс растворения АСПО. В статье подробно описан состав и рассмотрен принцип работы комплекса ОППС, а также приведены результаты опытно-промысловых испытаний на месторождениях ООО «Ульяновскнефтегаз». В ходе промысловых испытаний подтверждена работоспособность комплекса и достигнуты целевые показатели добычи: сокращение объемов промывочной жидкости, отказ от использования нефти в качестве теплоносителя, снижение затрат на специализированную технику для осуществления операций по промывке, исключение отказов глубинного насосного оборудования по причине образования АСПО. Согласно заключению комиссии ООО «Ульяновскнефтегаз» результаты испытания комплекса ОППС производства «ЭЛКАМ» признаны положительными, комплекс соответствует требованиям промышленной и экологической безопасности и позволяет эксплуатировать скважину в соответствии с «Правилами охраны недр» ПБ07-601-03 (Приказ Ростехнадзора № 738 от 01.08.2006 г.).

Список литературы

1. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 653 с.

2. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. – М.: Недра, 1970. – 192 с.

3. Учет особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / М.Ш. Каюмов, В.П. Тронов, И.А. Гуськов, А.А. Липаев // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 3. – С. 48–49.

4. Сорокин С.А., Хавкин С.А. Особенности физико-химического механизма образования АСПО в скважинах // Бурение и нефть. – 2007. – № 10. – С. 30–31.

5. Сорокин А.В., Табакаева А.В. Влияние газосодержания нефти на формирование АСПО в подъемнике скважины // Бурение и нефть. – 2009. – № 2. – С. 25–26.

6. Зевакин Н.И., Мухаметшин Р.З. Парафиноотложения в пластовых условиях горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. В сб. научных трудов ТатНИПИнефть. – М.: ВНИИОЭНГ, 2008. – 472 с.

7. Шарифуллин А.В., Байбекова Л.Р., Сулейманов А.Т. Особенности состава и строения нефтяных отложений // Технологии нефти и газа. – 2006. – № 6. – С. 19–24.

8. Удаление асфальтосмолистых веществ и парафина из нефтепроводов НГДУ «Южарланнефть» / Н.Г. Хохлов, Р.Р. Вагапов, З.М. Шагитов, А.С. Мустафин // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 1. – С. 110–111.

В статье рассмотрено прогнозирование эффективности процесса подготовки нефти на центральном пункте сбора (ЦПС) месторождения имени Р. Требса с учетом увеличения доли продукции скважин, эксплуатирующих пласт D3src2. Исследовано влияние нефти пласта D3src2 на изменение физико-химического состава нефти, кинетику разрушения водонефтяной эмульсии и возможность подготовки нефти. Установлено, что увеличение доли нефти данного пласта в общем объеме продукции будет приводить к увеличению плотности нефти от 0,818 до 0,837 г/см³, повышению содержания асфальтенов в нефти от 0,8 до 2,0 % и динамической вязкости получаемой эмульсии от 38,7 до 196 мПа·с. Выполнен прогноз изменений при смене типа стабилизатора водонефтяной эмульсии. Показано, что переход от парафинового к смешанному типу приведет к повышению устойчивости водонефтяной эмульсии к разрушению.

По результатам проведенного моделирования процесса обезвоживания и обессоливания нефти определены параметры, необходимые для проведения процесса подготовки нефти и обеспечения возможности получения нефти первой группы качества.При исследовании деэмульсации использовались те же реагенты, что применяются в настоящее время на ЦПС. После проведения теплового расчета установки отмечено, что запроектированное число подогревателей не даст возможности нагреть жидкость до температуры, позволяющей эффективно отделить воду и получить нефть товарного качества. Предложена технология рекуперации тепла для обеспечения подготовки нефти на ЦПС без увеличения емкостного и нагревательного оборудования. Установка теплообменника за счет передачи тепла от товарной нефти позволит повысить температуру потока на входе печей нагрева нефти дополнительно на 8-15 °С.

Список литературы

1. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдуллин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева. – М.: ВНИИОЭНГ, 2005. –  324 с.

2. Позднышев Г.Н.  Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. – М.: Недра, 1982. – 221 с.

3. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1981.  – 261 с.

В России построена самая крупная в мире система магистральных трубопроводов, которая эксплуатируется на протяжении нескольких десятилетий. В процессе длительной эксплуатации в металле труб и сварных соединениях по результатам внутритрубной диагностики выявляются наружные и внутренние дефекты, которые принято считать опасными по действующим нормам неразрушающего контроля. Природа дефектов различна. В основном это дефекты, связанные с воздействием коррозионно-активных сред, механические повреждения труб и сварных стыков, дефекты сварки, образовавшиеся при проведении сварочно-монтажных работ в период строительства трубопроводов.

В целях надежной и безопасной эксплуатации на отдельных участках трубопроводов выполняют устранение дефектов с помощью различных технологий. Предпочтение той или иной технологии отдают исходя в первую очередь из технических характеристик ремонтной конструкции, простоты, производительности и технологичности ремонта, объема земляных работ. В каждом конкретном случае необходимо выбирать свой оптимальный метод ремонта.

Особое место занимают технологии ремонта с помощью установки ремонтных конструкций, основными из которых являются муфты обжимные приварные, галтельные муфты, разрезные тройники, патрубки с усиливающими накладками, чопики. Ремонтные конструкции используют в тех случаях, когда использование других технологий неэффективно. В статье рассмотрены основные особенности и недостатки использования всех указанных групп ремонтных конструкций, актуальные вопросы ремонта нефтепроводов диаметром от 159 до 1220 мм, а также методы испытаний натурных образцов труб с установленными ремонтными конструкциями.

Список литературы

1. Ремонт линейной части магистральных нефтепроводов с помощью разрезных тройников / Н.Г. Гончаров, Л.А. Гобарев, О.И. Колесников [и др.] // Трубопроводный транспорт. – 2010. – № 4. – С. 28–30.

2. Бут В.С., Великоиваненко Е.А., Олейник О.И. Особенности применения разрезных тройников при ремонте и реконструкции магистральных трубопроводов в условиях эксплуатации // Автоматическая сварка. – 2009. – № 9. – С. 32–38.

3. Бут В.С., Грецкий Ю.Я., Розгонюк В.В. Обгрунтування нового підходу до виконання зварювальних робіт на трубопроводах під тиском // Нафт. і газ. пром-сть. – 2001. – № 4. – С. 33–39.

4. Определение допустимых размеров сварных швов при установке тройников и муфт на действующих магистральных трубопроводах / В.И. Махненко, В.С. Бут, Е.А. Великоиваненко [и др.] // Автоматическая сварка. – 2003. – № 8. – С. 7–12.

5. Assessment of integrity of structures containing defects / I. Milne, R.A. Ainsworth, A.R. Dowling, A.T. Stewart // CEGB Report R/H/R6, Revision 3. –  Apr. 1986.

6. Шафиков Р.Р. Экспериментальное обоснование ремонта магистральных трубопроводов с использованием сварочных технологий без остановки перекачки газа // Территория нефтегаз. – 2009. – № 4. – С. 48–51.

7. Шафиков Р.Р. Ремонт магистральных газопроводов с использованием сварочных и родственных технологий без остановки перекачки газа// Территория нефтегаз. – 2009. – № 6. – С. 80–83.

8. Работоспособность сварных муфт для ремонта дефектов трубопроводов под давлением / А.Г. Мазель [и др.] // Строительство трубопроводов. – 1996. – № 1. – C. 16–22.

9. Сварные муфты для ремонта трубопроводов / А.Г. Мазель, Л.А. Гобарев, К.М. Нагорнов, А.И. Рыбаков // Газовая промышленность. – 1996. – № 9–10. – C. 55–57.

10. Оценка сопротивляемости цилиндрических муфт осевым нагрузкам при ремонте кольцевых стыков трубопроводов / А.С. Зандберг, Е.В. Лопатин, Л.А. Гобарев, Н.Г. Гончаров // Технология машиностроения. – 2003. – № 1. – C. 32–35.

11. Evalution of the resistance of cylindrical couplings to axial loading in repair of circumferential joints in hihtlines / A.S. Zandberg, E.V. Lopatin, L.A. Gobarev, N.G. Goncharov // Welding International. – 2003. – № 10. – V. 17. – Р. 813–816.

12. Гончаров Н.Г., Юшин А.А., Судник А.В. Разработка ремонтных конструкций для выборочного ремонта трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 4. –С. 54–61.

13. Пат. 2097646. Способ предотвращения развития дефектов стенок трубопроводов / С.В. Головин, Н.Г. Гончаров, Е.В. Лопатин, А.Г. Мазель, И.А. Романова, В.И. Хоменко, Л.А. Гобарев; заявитель и патентообладатель ТОО «ВНИИСТ–Сварка». – № 95102302/06; заявл.17.02.95; опубл. 27.11.97.

14. Исследование влияния низких температур окружающей среды на технологию сварки и свойства сварных соединений магистральных трубопроводов / Н.Г. Гончаров, О.И. Колесников, А.А. Юшин, О.И. Филиппов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 1 [21] . – С. 62–67.

15. Goncharov N.G., Kolesnikov O.I., Yushin A.A. A study of the impact of low ambient temperatures on weld technology and the properties of welded joints in trunk pipelines // Pipeline Science and Technology. – 2017. – V. 1. – № 1. – Р. 57–63.

В статье дано описание информационной системы, ключевой задачей которой является повышение продуктивности при разработке и выполнении мероприятий, направленных на увеличение энергоэффективности объектов. В настоящее время с учетом макроэкономическихпроцессов и государственной политики в нефтегазовой сфере вопрос снижения энергетических затрат и повышения энергетической эффективности является одним из приоритетов в деятельности ПАО «НК «Роснефть». В компании ведется целенаправленная работа по анализу потребления теплоэнергетических ресурсов, планированию мероприятий и оценке их эффективности.

Для упорядочивания и систематизации процессов в сфере энергетического менеджмента в АО «Самаранефтегаз» принято решение о разработке автоматизированной системы контроля и управления энергосбережением. В результате выполненных работ АО «Самаранефтегаз» разработано и внедрено в текущую производственную деятельность программное обеспечение, представляющее собой web-приложение, которое позволяет организовать многопользовательский доступ для специалистов, задействованных в процессах планирования и реализации мероприятий по направлениям энергетического менеджмента. Предметной областью, охватываемой функционалом автоматизированной системы являются такие основные технологические блоки и процессы, как механизированная добыча, наземная инфраструктура, ограничение водопритока и др. Данный программный комплекс позволяет определять конкретные наборы мероприятий и методы оценки эффективности их проведения отдельно для каждого из указанных блоков.

Результаты внедрения системы контроля и управления энергосбережением в целевых службах АО «Самаранефтегаз» свидетельствуют об эффективность выбранного подхода к формированию информационных потоков в области энергетического менеджмента предприятия.