Burneft

ISSN 2072-4799

«ССК»: капитальный ремонт скважин – это увеличение добычи углеводородов с. 10 «Удмуртнефть Бурение» в борьбе с катастрофическими поглощениями с. 29 «КРОНОС СПб» представляет изоляцию запорной арматуры с. 34 «Бурсервис» выводит на рынок…hob-bit с. 46 Восстановительная наплавка замков бурильных труб от НПФ «ИТС» с. 53

04 2013 апрель

специализированный журнал

апрель 2013 СОДЕРЖАНИЕ УЧРЕДИТЕЛЬ ЖУРНАЛА OOO «БУРНЕФТЬ»

ФОРУМ

АЛЕКСАНДР УДИНСКИЙ

Нечайкина Л.Н. Сланцевые вызовы России...................................................................................... 4

генеральный директор alex@burneft.ru, well@dol.ru

ЛЮДМИЛА НЕЧАЙКИНА главный редактор info@burneft.ru

ВИКТОР БЛОХИН выпускающий редактор

СТАНИСЛАВ ЕПИНИН

СТРАТЕГИЯ УСПЕХА «Сервисная транспортная компания» – в ногу со временем, или История заслуженного успеха....................................................................................................... 7 Болотов Р.В. Ремонт для добычи .................................................................................................... 10 Хайруллин Б.Ю. «СибБурМаш» – 20 лет инноваций...................................................................... 14

дизайн и верстка

АЛЕКСАНДР АНШЕЛЕВИЧ фотокорреспондент

НАДЕЖДА Шелепина компьютерный набор отдел рекламы 8-926-929-05-56 8-916-024-50-28

ВЛАДИМИР БАБАШКИН 8-909-670-44-09 vladimir@ burneft.ru

АНДРЕЙ БЛИНОВ 8-903-011-47-24 blinov@burneft.ru

ДМИТРИЙ КАРМАЗИН 8-909-666-18-77 karmazin@burneft.ru

Алексей Оськин 8-926-365-08-58 oskin@burneft.ru

ПАВЕЛ КИТЬЯН web-мастер

ВАСИЛИЙ ДАВЫДОВ системный администратор

НИНА ГОРЕЛЬЧЕНКО главный бухгалтер

РЕДКОЛЛЕГИЯ О. К. АНГЕЛОПУЛО Д. Ф. БАЛДЕНКО А. Н. ДМИТРИЕВСКИЙ Ю. С. КУЗНЕЦОВ Г. М. ЛЕВИН А. Г. МЕССЕР Л.Н. НЕЧАЙКИНА В. П. ОВЧИННИКОВ А. В. РОМАНИХИН Л. Г. ТИТОВ А.С. УДИНСКИЙ Г. П. ЧАЙКОВСКИЙ А. Х. ШАХВЕРДИЕВ Адрес редакции: 115201, Москва Каширский проезд, 21, оф. 32, 42 Тел./факс: +7 (499) 613-93-17 Тел.: +7 (495) 979-13-33, 8-925-384-93-11 (495) 971-65-84, 8 (909) 670-44-09 бухгалтерия +7 (919) 965-18-90 E-mail: well@dol.ru www.burneft.ru Редакция оформляет полную годовую подписку с любого месяца года Подписные индексы по каталогу «Роспечать»: 79931, 58880 по каталогу «Пресса России»: 29003 Журнал зарегистрирован в Министерстве РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций Регистрационный номер ПИ № ФС 77-50419 Цена свободная. Отпечатано в типографии ООО «Медиа Гранд» Журнал приглашает к сотрудничеству рекламодателей и всех заинтересованных лиц Заявленный тираж 7000 экз. Редакция не несет ответственности за достоверность информации, опубликованной в рекламных объявлениях

НАУКА – ПРОИЗВОДСТВУ Долгушин В.А., Леонтьев Д.С., Земляной А.А., Зозуля Г.П., Кряжев А.В. Результаты анализа методик исследования физико-механических и фильтрационных свойств проппантов для ГРП............................................................................ 16 Клещенко И.И., Сохошко С.К., Попова Ж.С., Демичев П.С. К вопросу ограничения водопескопроявлений в нефтяных и газовых скважинах.............................................................. 21

ОПЫТ Могутов Н.А. Решение проблем выноса песка из продуктивных слоев Приразломного месторождения......................................................................................................... 23 Вакула А.Я., Белоногов С.В., Катеев Р.И., Амерханова С.И., Зарипов А.М. Опытное применение облегченной тампонажной смеси в ОАО «ТАТНЕФТЬ».............................. 26 Харитонов В.Е. Опыт ЗАО «Удмуртнефть–Бурение» по внедрению профильного перекрывателя ОЛКС-124 при строительстве боковых стволов.................................................... 29

ТЕХНОЛОГИИ Программный комплекс «GEONAFT»................................................................................................. 32 Сусоров И.А., Чалов И.В., Мурашов Г.М., Шихов Р.В. Напыляемое в заводских и трассовых условиях толстослойное изоляционное покрытие «Форпол®-Ойл» для антикоррозионной защиты запорной арматуры и нелинейных элементов нефтегазопроводов................................. 34 Ишбаев Г.Г., Дильмиев М.Р., Асабина Ю.М., Козлова А.К. Методы оценки эффективности пеногасителей для буровых растворов............................................................................................. 38 Земляной А.А., Листак М.В., Долгушин В.А., Шаталов Д.А.,Зозуля Г.П., Ильиных В.Н. Применение колтюбинговых технологий для решения проблемных задач нефтегазодобывающих предприятий................................................................................................ 42

ИНСТРУМЕНТ И ОБОРУДОВАНИЕ Сулейманов А.А., Пшеничный А.А. Hob-bit: начало пути. «Бурсервис» выводит на рынок уникальную конструкцию пятилопастных долот малого диаметра .............................................. 46 Плотников А.В., Чутков В.М. Попутный газ. Добро или зло?........................................................ 50 Глазов В.В., Работинский Д.Н., Дьяков А.Н. Восстановительная наплавка замков бурильных труб....................................................................................................................... 53 Жаренников В.С., Брюхов С.Н. HARDBANDING на страже работоспособности бурильных труб.................................................................................................................................... 55 Катеев Т.Р., Поляков В.Н., Катеев И.С., Гильфанов В.Р. Совершенствование наружной оснастки обсадных колонн........................................................... 58 Взрывобезопасное оборудование для газосварки серии «КОРД»................................................. 62

CТАТИСТИКА........................................................................................................................................64 ЮБИЛЕЙ Не устает душа трудиться. 80 лет профессору Аркадию Захарову............................................... 68 Журнал включен в «Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук»

SPECIAL

MAGAZINE

April 2013 CONTENTS MAGAZINE FOUNDER Co., Ltd. BURNEFT

FORUM Nechaykina L. Russian shale challenges...................................................................................... 4

ALEXANDER UDINSKY General Director alex@burneft.ru, well@dol.ru

LUDMILA NECHAIKINA Editor-in-Chief info@burneft.ru

VIKTOR BLOKHIN Publishing editor

STRATEGY FOR SUCCESS «Service transportation co» – keeping abreast with the times or history of deserved success....................................................................................................................... 7 Bolotov R. Repair for production ................................................................................................ 10 Khayrullin B. «SibBurMash» – 20 years of innovations.............................................................. 14

STANISLAV YEPININ Design and Imposing

ALEXANDER ANSHELEVICH

SCIENCE FOR PRODUCTION

Computer composition

Dolgushin V., Leont’yev D., Zemlyanoy A., Zozulya G., Kryazhev A. Analysis results of survey methods of physicalmechanical and filtration properties of proppants for hydraulic fracturing of layer................................................................................. 16

Department of advertisement

Kleshchenko I., Sokhoshko S., Popova Zh., Demichev P. On limiting watersand showings in oil and gas wells........................................................................................................ 21

Photographer

Nadejda Shelepina

8-926-929-05-56 8-916-024-50-28

VLADIMIR BABASHKIN 8-909-670-44-09 vladimir@burneft.ru

ANDREY BLINOV 8-903-011-47-24 blinov@burneft.ru

DMITRY KARMAZIN 8-909-666-18-77 karmazin@burneft.ru

Alexey Oskin 8-926-365-08-58 oskin@burneft.ru

PAVEL KIT`YAN WEB Foreman

VASILIY DAVYDOV System administrator

NINA GORELCHENKO Chief Bookkeeper

EDITORIAL BOARD O. ANGELOPULO D. BALDENKO A. DMITRIEVSKY Yu. KUZNETSOV G. LEVIN A. MESSER L. NECHAIKINA V. OVCHINNIKOV A. ROMANIKHIN L. TITOV A. UDINSKY G. CHAIKOVSKY A. SHAKHVERDIEV Editorial office address: 21, Kashirsky driveway, office 32, 42 115201, Moscow Russia Tel/Fax: +7 (499) 613-93-17 Tel.: +7 (495) 979-13-33, 971-65-84, 8-925-384-93-11, 8 (909) 670-44-09 +7 (919) 965-18-90 (bookkeeping) E-mail: well@dol.ru www.burneft.ru Free price.

Printed in Media Grand Ltd. Co’s printing house

EXPERIENCE Mogutov N. Problems’ solving of sand production from producing strata of prirazlomnoe field..................................................................................................................... 23 Vakula A., Belonogov S., Kateev R., Amerkhanova S., Zaripov A. Pilot using of alleviated cement slurry in «TATNEFT» JSC............................................................ 26 Kharitonov V. «Udmurtneft-Burenie» CSCo’s experience to introduce profile packer OLKC-124 during drilling offshoots . ........................................................................................... 29

TECHNOLOGIES «GEONAFT» program complex.................................................................................................... 32 Susorov I., Chalov I., Murashov G., Shikhov R. «Forpol®- Oil» thick-layer insulating coating sprayed in plant and route conditions for anti-corrosion protection of valving and non-linear elements of oil and gas pipelines......................................................................... 34 Ishbaev G., Dil’miev M., Asabina Yu., Kozlova A. Efficiency assessment methods of foam breakers for drilling muds.................................................................................. 38 Zemlyanoy A., Listak M., Dolgushin V., Shatalov D., Zozulya G., Ilyinykh V. Using of coiled-tubing technologies to solve problem tasks of oil-gas-production ventures.............42

INSTRUMENT AND EQUIPMENT Suleymanov A., Pshenichnyi A. Hob-bit: way beginning. «Burservice» introduces to market unique design of five-blade bits of small diameter ....................................................... 46 Plotnikov A., Chutkov V. Associated gas: Good or evil?............................................................. 50 Glazov V., Rabotinskiy D., D’yakov A. Restoration welding on tool joints of drill pipes.............. 53 Zharennikov V., Bryukhov S. HARDBANDING watching over working capacity of drilling pipes.............................................................................................................................. 55 Kateev T., Polyakov V., Kateev I ., Gil’fanov V. Sophistication of external casing attachments....................................................................................................................... 58 «CORD» series explosionproof equipment for gas welding......................................................... 62

STATISTICS..................................................................................................................................64 ANNIVERSARY The soul is not tired to work. 80-year jubilee of professor Arcady Zakharov................................ 68

форум

П

рошедший 19 – 21 марта в Москве первый Национальный нефтегазовый форум стал дискуссионной площадкой для обсуждения актуальных проблем отрасли и путей их решения. От результатов работы нефтегазового сектора страны сегодня прямо и косвенно зависит благосостояние значительной части россиян. Нефтегазовая отрасль является основным донором бюджета Российской Федерации. В прошедшем году доля нефтегазовых доходов бюджета достигла 50%, при вкладе в ВВП страны – около 1/3 и в экспорт – почти 2/3. По итогам 2012 г. Россия занимает первое место в мире по добыче нефти, второе – по добыче природного газа. Поэтому российская нефтегазовая промышленность играет заметную роль и в обеспечении стабильности мировой энергетики. Организаторами форума, показавшего пример частно-государственного партнерства в нефтегазовой сфере, стали Министерство энергетики РФ, Торгово-промышленная палата России (ТПП РФ) совместно с ведущими предпринимательскими и отраслевыми сообществами – Российским союзом промышленников и предпринимателей (РСПП), Союзом нефтегазопромышленников России (СНГП), Российским газовым обществом (РГО). Форум собрал представителей нефтяной и газовой элиты страны: в его работе участвовали заместитель председателя Правительства России Аркадий Дворкович, министр энергетики Александр Новак, президент РСПП Александр Шохин,

Л.Н. НЕЧАЙКИНА, главный редактор БиН info@burneft.ru

Главной темой, которую участники наиболее авторитетных международных энергетических форумов обсуждают в последнее время, являются фундаментальные изменения, произошедшие на мировом энергетическом рынке. Внезапно изменившаяся карта экспортных потоков нефти и природного газа, как оказывается, больше всего задевает интересы российских поставщиков.

RUSSIAN SHALE CHALLENGES L. Nechaykina, «Burenie i neft» magazine On March 19-21 in Moscow there was the 1st National oil and gas forum discussing fundamental changes occurred at global energy market.

Key words: National oil and gas forum, hydrocarbon production, export of gas & oil, «shale revolution», offshore shelf projects, energy strategy of Russia

Прогноз добычи сланцевой нефти до 2035 г.

Динамика изменения балансовых цен на нефть 140 120

$ 2012 / барр

млн. т

450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

2011

2020

2035

100 80 60 40 20 0 2000

Базовый сценарий Успех сланцев в США Технологический прорыв

2010

2020

2030

Базовый сценарий Успех в США Технологический прорыв

Ускоренное развитие технологий добычи сланцевой нефти создает серьезные риски для нефтяной отрасли России

Рис. Сценарные прогнозы добычи сланцевой нефти и ее влияния на цены Источник: ИМЭМО РАН

УДК 338.27: 339.997

Сланцевые вызовы России председатель совета директоров ОАО «Газпром» Виктор Зубков, генеральный директор ОАО «Сургутнефтегаз» Владимир Богданов, президент ОАО «Башнефть» Александр Корсик, председатель совета Союза нефтегазопромышленников России Юрий Шафраник, президент СНГП Генадий Шмаль, президент Российского газового общества Валерий Язев и другие представители государственных органов, нефтегазовых компаний, экспертных и иных организаций. По данным организаторов, за три дня его посетило около семисот человек. С докладами выступили более ста пятидесяти представителей самых различных отраслей экономики России, ведущие российские и зарубежные ученые. Играем по правилам Министр энергетики РФ Александр Новак в своем докладе на форуме выделил ключевые приоритеты государственной политики России в нефтегазовой сфере, остановился на уже реализуемых инициативах. За 12 лет добыча нефти в России выросла более, чем в 1,5 раза. Наблюдаются позитивные тенденции в объемах бурения, которые за последние 6 лет увеличились вдвое. Росту основных показателей экономики России способствовали инвестиции в отрасли ТЭК. Вложения в нефтедобычу за последние 12 лет увеличились в 7 раз, в нефтепереработку – почти восьмикратно. За тот же период ежегодные инвестиции Газпрома в добычу газа и развитие инфраструктуры выросли в 12 раз и превысили 1,2 трлн руб. Произошедшие в последнее время трансформации мирового нефтегазового ландшафта – энергетических рынков министр назвал судьбоносными. Растущий спрос на углеводороды и повышение глобальной конкуренции, спровоцированной «сланцевой революцией» в США и добычей «нетрадиционной» нефти, растущая роль газа, изменение структуры отрасли и географии торговых потоков заметно меняют структуру мировых рынков. Пристального внимания требуют первые опыты Японии, которые могут привести к промышленной добыче глубоководных газогидратов, что способно обернуться еще одной революцией в энергетике. И наша БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

форум

страна сможет ответить на эти вызовы, формируя комплексную систему государственного стимулирования инновационного развития нефтегазового комплекса (НГК) и условий, при которых будет расширяться использование отечественных технологических решений. Правительство РФ уже в 2013 г. завершит работы по созданию стабильных и долгосрочных правил игры для компаний нефтегазового сектора. Об этом заявил, выступая перед участниками форума, вице-премьер РФ Аркадий Дворкович. «Сланец» правит бал Официальные лица задали тон серьезному разговору, который состоялся на 15 сессиях, дискуссиях, «круглых столах», технологических и профессиональных конференциях Национального нефтегазового форума. В многочисленных дискуссиях специалисты отрасли сошлись на том, что современный мир формирует новые вызовы в экономике, включая изменение стратегий ведущих держав в обеспечении энергетической самодостаточности, рост значимости нетрадиционных ресурсов, ускоренное развитие возобновляемых источников энергии, а также переоценку глобального спроса. Ярким примером этого может служить парадокс, который состоит в конкуренции американского сланцевого газа с российским (хотя рынков, где наш газ продавался бы одновременно с североамериканским, нет). Экспортером газа США станут, по прогнозам, не раньше 2017 г. Логика событий проста. Сокращение на 11% экспорта российского газа в Европу в прошлом году произошло, в том числе, и из-за покорения европейского рынка дешевым американским углем, вытесненным сланцевым газом из США. Экологические риски не стали препятствием Европе для использования угля в электрогенерации. При этом газ из электроэнергетики выдавливается. Это и приводит к прямой конкуренции с дорогим российским газом. Председатель совета директоров ОАО «Газпром» Виктор Зубков заметил, что действительно вопрос ценообразования на газ не раз поднимался европейскими партнерами, но сегодня на всех спотовых площадках цена газа выше, чем по долгосрочным контрактам Газпрома. Однако «сланец» заставил и производителей сжиженного природного газа (СПГ) – Катар (уменьшение поставок газа в США в 2012 г. на 30%), Алжир, Австралию и другие страны пересмотреть свои газовые потоки. Россия также готова максимум внимания уделить внутренним потребностям страны. Одним из наиболее перспективных направлений развития газовой отрасли может стать расширение использования природного газа в качестве моторного топлива. Осуществление подобной программы невозможно без государственной поддержки, поэтому Газпром активно работает в этом направлении с Правительством РФ. Как считает вице-президент BP Россия, главный экономист BP по России и СНГ Владимир Дребенцов, в перспективе российский газ имеет все шансы сохранить свою конкурентоспособность. По прогнозам, к 2030 г. его добыча в России вырастет на 27%. Потребление при этом возрастет, но меньше, что увеличит экспортный потенциал до 320 млрд м3 в 2030 г. С увеличением производства сжиженного природного газа в мире (будут расти объемы СПГ в Австралии и в Восточной Африке, возможно, и в Восточном Средиземноморье) российским газовикам придется держать удар в конкурентной борьбе. По словам министра энергетики Александра Новака, СПГ в мировом энергобалансе в прошлом году занимал треть рынка, а если темпы роста — 4,5% в год, понятно, сколь высока будет его доля уже к 2020 г. В связи с этим необходимо сформировать представление о конъюнктуре рынка СПГ. БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

«Речь идет о фундаментальных изменениях на газовом рынке», — подчеркнул министр. И это означает понимание ситуации в верхних эшелонах российской власти. Профессор университета нефти и газа им. Губкина Михаил Левинбук уверен, что «сланцевая революция» имеет политическое значение, к примеру, помогает президенту США обеспечить занятость населения – создать миллионы новых рабочих мест и прокладывает дорогу к энергетике будущего, каковой ученый считает водородную энергетику. С ним согласен представитель компании Total Максим Марченко, отметивший стремительноcть развития технологий добычи нетрадиционных углеводородных ресурсов в мире (см. рис.). Их потенциал российскими учеными и политиками все же недооценен. И СССР, а затем и Россия не занимались исследованием тенденций и прогнозированием развития мировой экономики и энергетики, в отличие от OPEC и стран-импортеров энергоресурсов. Подобное пренебрежение анализом внешних условий сказалось, например, на качестве «Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2020 года», которую критиковали все, кто мог. Ошибки в прогнозе цен на нефть привели к недооценке темпов роста национальной экономики и объемов экспорта. Начальник отдела Института энергетических исследований Российской академии наук (РАН) Татьяна Митрова считает, что в современном мире необходимо поддерживать конкурентоспособность страны в сфере идей и долгосрочного анализа, чем, собственно, и занимается ИНЭИ РАН. По оценке экспертов, широкое распространение добычи сланцевого газа, сланцевой нефти пока сдерживается экологическими рисками. Разработка сланцевых месторождений предполагает использование множества участков земли на поверхности. Возникает необходимость утилизации либо очистки большого количества использованной воды (на получение 1 барреля нефти – до 7 баррелей пресной воды). Но, по мнению Татьяны Митровой, в течение ближайших десятилетий появятся технологии, снижающие затраты на экологию. Так что мир ждет поступательное распространение «сланцевой революции». Сопутствующее этому процессу возможное сокращение объемов российского экспорта одновременно со снижением экспортных цен может жестко сказаться на ВВП страны. Стратегическое расширение сотрудничества со странами Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) – это выход на новые рынки сбыта углеводородов. Но и здесь надо быть готовым конкурировать на равных с другими производителями. По словам министра энергетики, в мировом балансе углеводородов первую скрипку будет играть уже не Европа, а прежде всего Китай и Индия. Именно на них будут переориентированы поставки углеводородов, в том числе из стран Ближнего Востока, России, Канады, Австралии, Восточной Африки. Важные шаги навстречу этому процессу нами уже делаются. «Роснефть» имеет договоренности с Китаем о дополнительных поставках нефти, а Газпром до конца 2013 г. (после десяти лет переговоров) готов подписать с этой страной контракт на поставки газа. Выходит в Азию и компания «НОВАТЭК», предложившая Китаю, Японии и Корее выступить в качестве инвесторов в проекте по производству СПГ «Ямал-СПГ». Таким образом, создание в России собственной целостной системы мониторинга и прогнозирования мировых энергетических рынков и исследования роли национальных энергокомпаний с оценками возможных эффектов и рисков не только для них самих, но и для экономики страны в целом, становится вопросом нашей национальной безопасности.

форум

Налоговый рай – это вовсе не Кипр Для выполнения сложных программ и проектов (будь то шельфовые или по разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, повышению коэффициента извлечения нефти из недр или переработки нефти, газового конденсата и попутного газа) России необходимо совершенствование существующей налоговой системы. Она должна быть не фискальной, а стимулирующей. С такой постановкой вопроса согласились участники всех налоговых дискуссий – от министров до представителей компаний. Многие выступавшие по достоинству оценили намерение министра энергетики уже летом обсудить целесообразность введения налога на добавочный доход в нефтяной отрасли. Президент «Башнефти» Александр Корсик тотчас же предложил правительству страны свою компанию как полигон для эксперимента по введению и уплате налога на добавочный доход. При обводненности 91%, чтобы продолжать добычу нефти в Башкирии не 5, не 10, а много лет и сохранить рабочие места, необходимо переходить к принципу налогообложения прибыли, уверен глава «Башнефти». По мнению директора Энергетического центра бизнесшколы «Сколково» Григория Выгона, сегодня количество преференций для нефтяной отрасли превышает разумные пределы. Введение многочисленных льгот по экспортным пошлинам и НДПИ сделало налоговую систему плохо администрируемой, сложной для прогнозирования доходов бюджета. Участники форума уверены: необходимо отказаться от дальнейшего усложнения системы и определить направление ее долгосрочного развития. Большинство считает возможным сохранить режим «6066-90» до 2015 г., когда производство мазута будет облагаться 100%-ной пошлиной. Лишь по итогам мониторинга за 2012 – 2014 гг. могут быть определены оптимальные параметры нового режима, учитывающие необходимость стимулирования разработки действующих месторождений при падающей добыче, новых месторождений, шельфовых проектов, а также модернизации НПЗ. Шельф – наше все

Одними из острых тем, обсуждаемых участниками форума, стали освоение Арктического шельфа и добыча трудноизвлекаемых запасов. Несмотря на успешный запуск в прошлом году Бованенковского месторождения на Ямале, в освоении российского шельфа существует множество проблем. Это подтверждается отсрочкой освоения Штокмановского месторождения в Баренцевом море. Причинами такого решения, по словам экспертов, являются не только сложные природные условия (удаленность от суши, большая площадь льда, низкая температура воды на дне), но и практическое отсутствие необходимой нормативно-правовой базы. Об этом заявил президент Союза нефтегазопромышленников России Генадий Шмаль. При средней цене бурения скважины на шельфе – 100 млн долл. арктическая нефть является очень дорогим продуктом. Шельфовые проекты оказываются рентабельными при цене 85 – 90 долл. за баррель марки «Юралс». При этом налоги в себестоимости нефти могут достигать 40%. Инициативы по специальному налоговому режиму для шельфов и освобождению от ввозных и вывозных пошлин находятся на рассмотрении правительства. Но о прогрессе в освоении шельфов говорить рано. На Сахалине все скважины бурятся китайскими и корейскими буровыми установками, потому что распродан по дешевке отечественный буровой флот, а в Арктике все-

го две буровые, да и те ремонтируются. Такие невеселые данные привел в своем ярком выступлении заместитель директора Института проблем нефти и газа РАН Василий Богоявленский. Возможное банкротство головной компании по изучению шельфа «Арктикморнефтегазразведка», контракт «Роснефти» на буровые работы на шельфе с румынской компанией, не имеющей никакого опыта бурения в арктике – это ли не тревожные симптомы, когда государственные стратегии на бумаге напрочь расходятся с делами? Президент российского отделения компании «Statoil» Ян Хельге Скоген говорит о норвежском опыте подводной добычи из 500 скважин, а на нашем Арктическом шельфе в последний год не пробурено ни одной поисково-разведочной скважины… Экологические риски – особая тема для морских проектов. Особая и многогранная. Руководитель программы WWF в России Алексей Книжников вообще уверен, что российские нефтяные корпорации должны отказаться от проектов на шельфе, так как не в силах гарантировать удовлетворительную ликвидацию последствий ЧП (при аварии в Мексиканском заливе, несмотря на огромные затраты и использование 6,5 тыс. судов и сотен километров бонов, удалось собрать лишь 3% разлившейся нефти!). Кстати, поправки в законодательство о континентальном шельфе предполагают отчисление компаниями средств на предупреждение и ликвидацию последствий разлива нефтепродуктов или страхование рисков. А это, как подсчитал заместитель председателя комитета Совета Федерации ФС РФ Ралиф Сафин, выливается в круглую сумму – не менее 250 млрд руб. на 10 лет. Очередной парадокс нашего бытия. По словам главы PGS Юрия Ампилова, если бы Штокмановское месторождение было введено в разработку в 2000 гг., как было намечено первоначальными проектами, сегодня мы имели бы развитую северо-западную российскую территорию, большое количество рабочих мест (ведь на подобные проекты работает вся промышленность страны), арктический опыт и, скорее всего, отечественные шельфовые технологии. Штокман – проект будущего. Сегодня остается уповать на успешность других российских шельфовых программ. Привлечение инвестиций, повышение эффективности и развитие инноваций – так можно коротко определить приоритеты отрасли, озвученные Александром Новаком. Нефтегазовому комплексу страны предстоит серьезно заниматься развитием технологий добычи углеводородов на суше, нетрадиционной нефти из баженовской свиты, увеличения КИН (есть на кого равняться – представитель компании Statoil Скоген заявил об амбициозных 70%(!) к 2030 г.), эффективной переработки нефти и газа – при разумной стратегии – «дорожной карте», учитывающей реалии дня. Устойчивое экономическое развитие страны предполагает рост ВВП на уровне 4 – 5% в год. В нынешнем году о возможности достичь таких показателей говорят лишь неисправимые оптимисты. А реалисты уверены, что нашей экспортно-сырьевой экономике необходима модернизация – переход к ресурсно-инновационному развитию. Академик РАН Анатолий Дмитриевский видит основным драйвером этих процессов нефтегазовую отрасль. Первый Национальный нефтегазовый форум в бурных обсуждениях еще раз подтвердил главную идею для любой отрасли: развитие – это жизнь.

Ключевые слова: Национальный нефтегазовый форум, экспорт газа, нефти, добыча углеводородов, «сланцевая революция», шельфовые проекты, энергетическая стратегия России БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 622.245.42.05: 622.245.428: 622.243.57

стратегия успеха

«Сервисная транспортная компания» – в ногу со временем, или История заслуженного успеха «SERVICE TRANSPORTATION CO» – KEEPING ABREAST WITH THE TIMES OR HISTORY OF DESERVED SUCCESS For more than 10 years «STC» LLC is executing set tasks meeting requirements of the most exacting customers, Russian and foreign oil and gas companies.

Key words: «Service transportation Co» LLC, oilfield service, modern equipment

Н

ефтяная отрасль Ямала переживает сегодня период бурного развития. Все большую актуальность приобретает вопрос развития рынка нефтесервисных услуг. На сегодняшний день ООО «Сервисная транспортная компания» – лидер в таких направлениях нефтесервиса, как цементирование обсадных колонн и хвостовиков, ремонтно-изоляционные работы на скважинах, обеспечение буровых компаний нефтепромысловым оборудованием, специальным технологическим транспортом, гусеничной вездеходной техникой, а также оказание сервисных услуг с использованием внутрискважинного оборудования, выполнение анализов тампонажных материалов и разработка рецептур цементных растворов. Компания осуществляет гибкий подход и применяет различные схемы предоставления услуг в соответствии с потребностями заказчиков. ООО «СТК» активно сотрудничает с ведущими нефтесервисными и

нефтегазовыми компаниями России: ОАО «Газпром нефть», ОАО «Роснефть», ОАО «НОВАТЭК», ООО «НЭУ», ООО «СБК», ООО «СГК-Бурение». «Сервисная транспортная компания» основана и начала динамично развиваться более 10 лет назад, в результате выделения из ОАО «Сибнефть–Ноябрьск­ неф­тегаз». С первых дней деятельности ООО «СТК» ставит своей целью полностью отвечать требованиям самых взыскательных российских и иностранных неф­ тегазовых компаний, обладая международным подходом и современным парком специализированной и тампонажной техники мирового уровня. Компания постоянно обновляет основные производственные фонды, внедряет инновационные технологии, приобретает новое оборудование, заботится о повышении профессионального уровня специалистов.

В.В. Нейч, управляющий ООО «Сервисная транспортная компания»

Уже более 10 лет ООО «СТК» успешно выполняет поставленные задачи, полностью отвечая требованиям самых взыскательных заказчиков, российских и иностранных нефтегазовых компаний.

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

стратегия успеха

В 2009 г. ООО «Сервисная транспортная компания» получила сертификат соответст­ вия ГОСТ Р ИСО 9001-2008. В период с 2010 по 2011 гг. приобретено три современных флота цементирования скважин с использованием установки УНБС2-600х70, была смон­­тирована и запущена в эксплуатацию установка по под­готовке тампонажных материалов. В 2011 г. на базе ООО «СТК» стартовало новое направление – создан цех по обслуживанию и инженерному сопровождению внутрискважинного и пакерного оборудования. В настоящее время цех укомплектован всем необходимым оборудованием, инструментом, работы самой высокой сложности готов выполнить опытный инженерный состав. Для качественного оказания сервисных услуг закуплено оборудование с учетом новейших модернизаций и разработок ведущих предприятий-изготовителей и улучшенными техническими характеристиками. Сегодня транспортный парк ООО «Сервисная транспортная компания» насчитывает 308 единиц техники: 153 единицы специализированной транспортно-технологической техники и 12 тампонажных флотов (3 из них включают в себя – агрегат цементировочный двухнасосный УНБС2-600х70, цементовозы ЦТ-25, склад цемента мобильный ЦТ–40; 9 флотов специализированной техники – цементировочные агрегаты УНБ 160х40, цементно-смесительные установки УС 6-30, осреднительные емкости УСО-20, станции контроля цементирования СКЦ, блоки манифольдов МБМ-32). Средний срок эксплуатации техники составляет 4 года. В первой половине 2013 г. планируется ввод в эксплуатацию 2 флотов последнего поколения, с полно-

стью автоматическими режимами регулирования плотностей растворов и отслеживания процессов цементирования скважин. Главной целью руководства ООО «Сервисная транспортная компания» является повышение конкурентоспособности по сервисным услугам по цементированию скважин любой сложности, наиболее предпочтительного для неф­тедобывающих компаний и буровых подрядчиков благодаря соответствию высоким стандартам качества предоставляемых услуг, промышленной безопасности и защите окружающей среды. Современная лаборатория для исследования цементов соответствует стандартам API и ГОСТ, включает в себя стационарную и мобильную лаборатории цементных растворов, оснащенные оборудованием ком­ паний «CHANDLER», «OFITE», «Mem­ mert», «Matest», «FANN». Приготовление цементных смесей обеспечивают два региональных склада приготовления тампонажных материалов (СПТМ). Благодаря полному комплексу ООО «СТК» имеет собственные разработки цементных смесей, учитывающие геологические особенности скважин Грамотно организованная кадровая политика обеспечивает привлечение в компанию молодых и перспективных специалистов. Сотрудники ООО «СТК» ежегодно принимают активное участие в научно-технических конференциях, обосновывают и защищают внедрение новых технологий в рабочий процесс, выезжают на обучающие семинары и тренинги. Благодаря этому в коллективе СТК работают высококвалифицированные сотрудники, среди которых инженеры, специалисты, обладающие большим опытом цементирования скважин и выполнения тампонажных работ в различных геологических и климатических условиях на территории России и за рубежом. География работ на разведочных и эксплуатационных площадях, выполняемых ООО «СТК», в настоящее время включает в себя Ямало-Ненецкий, Ханты-Мансийский автономные округа, Тюменскую, Омскую и Томскую области. В октябре 2011 г. достижения ООО «СТК» были заслуженно отмечены Гран-при OFS AWARDS – премией, которой ежегодно награждаются наиболее инновационные и успешные нефтесервисные компании страны. По итогам XI Международного форума «Сервис и оборудование для нефтегазовой отрасли России-2012» «Сервисная транспортная компания» стала лауреатом в номинации «Экспансия года». Передовые технологии, высокий уровень качества работ, квалифицированные специалисты при гибкой ценовой политике компании остаются неизменной характеристикой компании, что обеспечивает лидерство ООО «СТК» на рынке нефтесервисных услуг.

Ключевые слова: ООО «Сервисная транспортная компания», нефтесервисные услуги, современное обрудование БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

стратегия успеха

УДК 622.276.7

Ремонт для добычи Repair for production During years of work at Russian service market «Siberian service Co» gained deserved prestige among customers, including in sphere of big repair of wells.

That’s why we asked «Siberian service Co» deputy general director R.V. BOLOTOV to answer our questions.

Key words: «Siberian service Co» CSC, big repair of wells, maintenance –reconditioning of wells’ remedial work Р.В. БОЛОТОВ, заместитель генерального директора ЗАО «Сибирская сервисная компания» cck@sibserv.com

10

Важной проблемой в современных условиях является непомерно большой фонд бездействующих скважин. В целом по России не работает каждая шестая скважина. Поэтому возврат в производство простаивающих скважин или недавно вышедших из строя имеет большое значение для получения дополнительной нефти и газа и, соответственно, финансовых поступлений для нефте- и газодобывающих компаний. Решением этой немаловажной задачи занимаются специальные сервисные компании или их структурные подразделения, которые укомплектованы специальной техникой, оборудованием, опытным персоналом.

«Сибирская сервисная компания» за годы работы на сервисном рынке России завоевала заслуженный авторитет среди заказчиков, в том числе и в области капитального ремонта скважин, поэтому мы обратились к заместителю генерального директора ЗАО «ССК» Р.В. БОЛОТОВУ, чтобы узнать, как работает компания сегодня, какие стратегические и текущие задачи ставит перед собой?

– Роман Владимирович, насколько востребованы ныне в нефтянке услуги текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС) и что подвигло Вас заняться этим значимым и важным делом?

– Вообще, по профессии я – буровик. Но когда начинал свою трудовую деятельность и после окончания института пришел трудоустраиваться в Нефтеюганский филиал ЗАО «ССК», потребности в буровиках на тот момент не было. Мне предложили до появления вакансии в бурении поработать в ТКРС, с тех пор моя профессиональная деятельность и оказалась с ним связана, о чем до сегодняшнего дня мне не пришлось пожалеть ни разу. На этапе становления нашей компании, как и в большинстве крупных нефтесервисных предприятий, приоритетным видом деятельности было бурение. Что было обусловлено, конечно, и стоимостью активов и приносимой ими выручкой и получением прибыли. Сервис по ремонту и освоению скважин развивался как сопутствующий. Но последние 5 – 6 лет приоритеты сместились и развитию сервиса ТКРС в «ЗАО «ССК» уделяется пристальное внимание, в связи с чем и была введена должность заместителя генерального директора по ремонту скважин. Понятно, что первыми на месторождение приходят буровики, которые осуществляют поисковое и разведочное бурение, с

целью поиска новых месторождений. На открытых месторождениях осуществляется бурение эксплуатационного фонда скважин. Для того чтобы освоить и запустить в эксплуатацию эти пробуренные скважины и для дальнейшего поддержания их в рабочем состоянии, требуется текущий (ТРС) и капитальный ремонт скважин (КРС). Вот здесь и начинается наша работа. Эта глобальная задача по поддер­ жанию бесперебойно работающего фонда скважин ложится на нас, и пока будет существовать такая потребность, ТКРС будет востребован и обеспечен работой. Ведь даже на истощенных месторождениях, где добыча становится нерентабельной, существует потребность в услугах ТКРС по консервации и ликвидации скважин. Все это говорит о том, что ТКРС, как показывает тенденция спроса на энергоносители на мировом рынке, будет востребован еще долгое время.

– В связи с истощением существующих месторождений и снижением в перспективе добычи нефти проблема большого фонда бездействующих скважин привлекает все большее внимание. Какова, на Ваш взгляд, будет динамика спроса на услуги по капитальному ремонту бездействующих скважин?

– В вашем вопросе уже заложена главная часть ответа. Большинство эксплуатиБУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

стратегия успеха

руемых на сегодняшний день месторождений показывает тенденцию к снижению объемов добычи, и добывающие компании различными методами пытаются как минимум поддержать, а если существует возможность, то и нарастить ее. Достигается это различными способами: и ведением уплотняющего бурения, и различными методами интенсификации скважин. У эксплуатируемых скважин с течением времени снижается дебит, и происходит это в большинстве случаев не по причине резкого снижения количества добываемого продукта. Снижение может быть по разным причинам. Одна из них состоит в том, что углеводороды имеют свойство образовывать различные соединения, могут накапливаться отложения парафина, могут образовываться соли, к примеру, в пласте и на стенках скважины, в погружном оборудовании и НКТ. Могут выноситься из пласта частицы, формирующие коллектор, тот же песок, и все эти продукты эксплуатации скважины, накапливаясь, отрицательно влияют на эксплуатацию скважины вплоть до остановки. Снижается проницаемость, пористость пласта, что отрицательно влияет на работу погружного оборудования. В этих случаях бригада КРС проводит различные операции, направленные на восстановление характеристик скважины: обрабатывает скважину и призабойную зону пласта различными химреагентами (ПАВы, кислоты и т. д.), проводит промывку забоя скважины. То есть бригада ТКРС очищает скважину и восстанавливает ее эксплуатационные свойства. Также одним из эффективных способов поддержания добычи месторождения является возвращение в дейст­ вующий фонд скважин, находившихся в бездействии, связанном с какими-либо серьезными техническими или технологическими проблемами. Бездействующие скважины – это огромная проблема добывающих компаний: актив (пробуренная скважина), в который вложены деньги, должен выполнять свою функцию и приносить доход. Чем больше таких неработающих активов, тем

больше потери дохода у добывающих компаний и ниже эффективность эксплуатации месторождений. Эта ситуация постоянно подталкивает добывающие компании на анализ своего фонда бездействующих скважин, с целью изучения возможности и экономической эффективности их реанимации. Учитывая все имеющиеся факторы – понимание об имеющихся размерах неотобранных запасов по месторождениям и о количестве бездействующих скважин на них; возможный объем дебитов из реанимированных скважин; невозможность перекрыть снижающийся дебит только за счет бурения дополнительных скважин; рост фонда бездействующих скважин и т. д., – можно прогнозировать, что динамика капитального ремонта фонда бездействующих скважин не только не снизится, но и будет только увеличиваться.

– В связи с ростом спроса на услуги по ремонту скважин в последние годы как расширился круг заказчиков? Как выросло количество бригад, выполняющих данный вид работ?

– Следует отметить, что на нефтегазовом рынке спрос на услуги ТКРС стабильно растет. Количество пробуренных скважин увеличивается, требуются также обслуживание и ремонт скважин на «старых» месторождениях. Компания старается развивать сервис по ремонту скважин на уровне роста рынка по данным услугам, чтобы не терять свою долю в общем объеме ТКРС в России. В Нефтеюганском регионе, например, у нас ежегодное стабильное увеличение объема работ. В Стрежевском филиале в этом году планируем более динамично развивать этот вид деятельности, и шансы на исполнение этих планов у нас велики. Если посмотреть динамику роста количества бригад с 2011 г. по 2013 г., то мы за этот период выросли на 18%. На данный момент в компании

11 БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

стратегия успеха

год заказчик обязательно добавляет новые требования к оснащенности бригад, и когда мы выходим на тендер, мы должны быть готовы эти требования выполнить.

– А каким оборудованием сегодня может похвастаться «ССК»?

– Как я уже говорил, мы постоянно инвестируем в производство, обновляем свой парк оборудования и инструмента. Для примера: в прошлом году мы инвестировали в обновление оборудования по ремонту скважин около 270 млн руб. плюс в развитие еще около 200 млн руб. В этом году планируем инвестировать в обновление 240 млн руб., а в развитие – минимум 170 млн руб. Уже в первом квартале этого года приобретено 7 подъемных агрегатов, в планах до конца второго квартала – еще 4 подъемника. Также, в зависимости от результатов проводимых тендеров, до конца года может быть приобретено еще 5 единиц, и это не считая всего остального приобретенного оборудования (роторы, желобные емкости, доливные емкости, бурильный инструмент и НКТ, аварийный инструмент, ПВО, гидравлические ключи, силовые вертлюги и т. д.). Если же говорить в общем, то все наши бригады отлично оснащены оборудованием и инструментом и способны технически и технологически выполнить текущий или капитальный ремонт любой сложности на всей территории РФ.

– Что делается в компании для повышения качества и эффективности выполняемых работ в вашей области?

работают 58 бригад по ремонту скважин. Но мы планируем наращивать свои мощности и до конца 2013 г. увеличить количество работающих бригад до 67-ми (на 15%). Также в компании сформирована и реализуется трехлетняя программа развития (включающая, в том числе, и деятельность по ТКРС), в которой обозначены стратегические цели «ССК» и мероприятия по их достижению.

– А есть у вас «любимые» заказчики?

12

– Мы не делим заказчиков на «любимых» и «не очень любимых», хотя, безусловно, есть компании, с которыми нас связывают длительные партнерские отношения. В качестве примера могу назвать нашего постоянного заказчика ООО «РН-Юганскнефтегаз», с которым плодотворно сотрудничаем с момента создания нашей компании (а предприятия, на базе которых создавалось ЗАО «ССК», оказывали «Юганскнефтегазу» данный вид услуг на протяжении нескольких десятков лет). По итогам прошлого года заняли 2-е место в рейтинге ООО «РНЮганскнефтегаз». В этом году боремся за 1-е место с основным конкурентом. Высоких позиций в рейтингах заказчиков нам удается достигать потому, что быстро и качественно выполняем работу и у нас хорошая оснащенность оборудованием и инструментом. Очень много инвестируем в обновление и развитие производства. И потом, требования у заказчиков с каждым годом только растут. Например, 5 лет назад не нужно было иметь такой набор оборудования в бригаде, как сейчас. Каждый

– Хорошее оснащение в комплексе с квалифицированным персоналом позволяет гарантировать качество выполнения работ и нашу производственную эффективность. Так, за прошлый год мы за счет комплекса мероприятий организационного, технического и технологического характера достигли уровня 98% производительного времени. На этот год ставим себе задачу, что производительное время у нас должно быть не менее 98,5%. То есть 1,5% мы себе оставляем как резерв, понимая, что всегда есть риск получения непредвиденных обстоятельств, связанных и с негативным влиянием человеческого фактора, и технологическими и техническими проблемами, так как работаем мы в тяжелых производственных и климатических условиях, в которых даже железо не всегда выдерживает нагрузки.

– У вас нет такого понятия – «эффективность под ключ»?

– Нет, но есть понятие «успешность ремонта». При выполнении текущего ремонта у нас неуспешного ремонта не бывает, потому что если в процессе выполнения работ что-то усложнилось, то этот ремонт у нас переходит в категорию капитальный ремонт и мы его выполняем. То есть практически всегда заказчику мы отдаем отремонтированные скважины. За последние годы у нас было всего несколько ремонтов, которые не довели до конца, но не потому, что не могли справиться, а потому что на завершение ремонта требовалось очень много времени. Бывает такое, что ремонт скважины оказывается очень сложным (долгосрочным), тогда, по согласованию с заказчиком, принимается решение, есть ли смысл выполнять этот ремонт, окупит ли отремонтированная скважиБУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

стратегия успеха

на понесенные затраты. Безусловно, если скважина высокодебитная, то даже со сложным (долгосрочным) ремонтом мы работаем. Следует отметить, что КРС очень редко бывает неэффективным. Как правило, это происходит только в тех случаях, когда начальная информация по состоянию скважины была неверна, и в процессе выполнения ремонта обнаружилось реальное состояние, которое требует совершенно других решений, нежели были запланированы перед началом ремонта. Здесь и возникают ситуации, когда меняется план, сдвигаются сроки, и ремонт на этой скважине становится настолько дорогостоящим, что признается неэффективным.

– Бывает, что проще рядом новую пробурить?

– Конечно, такие решения бывают. Добывающие компании, естественно, отталкиваются от экономики, ведь КРС на скважине имеет смысл, если он не становится дороже зарезки бокового ствола (ЗБС) или бурения новой скважины. Если ремонт просчитывается сравнимым по затратам с ЗБС и перебуром скважины, то заказчик оценивает, с учетом множества факторов, будет ли сопоставимый экономический эффект от пробуренной рядом скважины, и принимает решение.

– Роман Владимирович, «Сибирская сервисная компания» в профессиональной среде слывет «кузницей кадров». Очевидно, это результат целенаправленной работы по целенаправленному профессиональному развитию персонала. Если взять три критерия: призвание, опыт, профессиональное образование, в каком порядке Вы бы расставили их по значимости?

– Считаю, что, конечно, во главе угла находится призвание, потому что работа в нашей отрасли никогда легкой не была. Особенно не просто в ремонте скважин, когда бригады постоянно находятся в движении со скважины на скважину, когда работа постоянно ведется на откры-

том воздухе – в дождь, в снег, в метель, при критических температурах. Чтобы целенаправленно идти на это, нужно именно призвание. Ну а профессиональное образование и наработанный опыт являются неотъемлемой частью качественного и квалифицированного выполнения работ. Мне в вопросе выбора профессии, как и в ощущении в себе призвания к этому, возможно, было проще других, так как у меня перед глазами пример моего отца, всю жизнь проработавшего в ремонте скважин бурильщиком.

– Вы ограничиваете свою деятельность только ТКРС?

– Нет. Еще есть в планах новый для нас вид работ – испытание скважин. Я поставил перед собой как одну из задач к следующему году подготовиться и начать работу в этом направлении. Помимо планов по расширению видов выполняемых работ также есть планы по выходу на зарубежные рынки с услугами по ТКРС. В данный момент ведутся переговоры с заказчиком НИС (дочерняя компания ОАО «Газпром нефть») в Сербии.

– Роман Владимирович, и в заключение: в чем же секрет успеха «Сибирской сервисной компании» в области капитального ремонта скважин?

– В моем ответе не найдете ничего особенного. Все дело в грамотной структуре, схеме организации работы компании и ее подразделений. Которых все же мало – без прогрессивного, хорошего современного оборудования. И все вместе ничто – без профессиональных специалистов, способных решать самые сложные задачи. В «Сибирской сервисной компании», так сложилось, все составляющие успеха соединились в единое целое. И в этом – суть нашего успеха.

Ключевые слова: ЗАО «Сибирская сервисная компания», капитальный ремонт скважин, текущий ремонт скважин

13 БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

стратегия успеха

«SIBBURMASH» – 20 years of innovations B. Khayrullin, «SibBurMash» SPE The article examines main directions of «SibBurMash» SPE’s innovation developments and role of constructors in their creation.

Key words: «SibBurMash», isolated core, equipment for well lining, innovations, hi-tech production, creative work of constructors

Б.Ю.Хайруллин, к.т.н., генеральный директор НПП «СибБурМаш»

Высокая квалификация сотрудников НПП «СибБурМаш», а также всесторонний анализ конъюнктуры рынка и знание потребностей заказчиков позволяют предприятию создавать надежные изделия, пользующиеся спросом у нефтяников, газовиков и геологов.

Н

аучно-производственное предприятие «СибБурМаш», созданное в апреле 1993 г., ориентировано на создание и реализацию наукоемких и эффективных технологий и оборудования для предприятий нефтегазового комплекса. Инженерный талант основателей обеспечил создание конкурентоспособной продукции, востребованной заказчиками, и динамичное развитие предприятия. Начав с нуля и не имея ни рубля кредитов и государственной поддержки, небольшая группа соратников за 20 лет создала предприятие, имеющее собственное высокотехнологичное машиностроительное производство и насчитывающее 260 сотрудников. География деятельности «Сиб­БурМаша» охватывает сотни нефтегазовых предприятий по всей России – от Чукотки до Ленинградской области и от

Ямала до Арала в Казахстане. Итоги последних 5 лет, несмотря на экономический кризис, впечатляют: рост объемов производства в 2,5 раза, рост выработки на одного работающего в 2 раза, рост зарплаты в 2,33 раза, а численность персонала предприятия увеличилась на 33%. Эти показатели достигнуты благодаря тому, что все 20 лет «СибБурМаш» развивался только по пути инноваций, осуществляя полный цикл НИОКР – от разработки и производства наукоемкой, на уровне изобретений, высокотехнологичной продукции до реализации ее в виде сервиса на скважинах, что вполне соответствует известному выражению: «Наука превращает деньги в знания, а знания через инновации в новые, гораздо большие деньги». Первые годы «Сиббурмаш» специализировался на выпуске устьевого противо-

14 БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 622.245.7:622.245.73

«СибБурМаш» – 20 лет инноваций

стратегия успеха

выбросового оборудования для бурения и ремонта скважин – превенторов трубных, штанговых и кабельных, шаровых кранов, герметизаторов и клапанов, гамма которых насчитывала десятки типоразмеров. Одновременно совершенствовались техника и технология бурения с отбором керна, и в этой области знаний «СибБурМаш» был основоположником разработки технологий отбора керна повышенной информативности, в том числе изолированного, а также лидером среди сервисных предприятий России, практически реализовавшим эти технологии на скважинах. Благодаря сотрудничеству со специалистами ЗАО «Сибкор» и НПЦ «Тюменьгеофизика» изолирующая технология отбора и анализа керна нашла свое логическое завершение в геологических результатах, получаемых по керну для определения подсчетных параметров запасов нефти и газа. Высокая востребованность этих работ обеспечила «СибБурМашу» стабильную занятость и экономическое благополучие, что позволило в 2000 г. приобрести и восстановить из руин бывший завод «Агрансмаш», где ныне располагается НПП. В настоящее время ежегодный объем отбора керна превышает 4000 метров при среднем его выносе не менее 98%. С 2009 г. «СибБурМаш» при отборе керна в компании «Салым Петролеум» установил 4 российских рекорда по длине отбора керна за один рейс, последовательно повышая ее от 48 до 79 метров со стопроцентным выносом. Эти успехи достигнуты и благодаря сотрудничеству с НПП «Буринтех» (г. Уфа), бурголовки серии БИТ которого обеспечивают высокие механические скорости и суммарную проходку. Последние 5 лет «СибБурМаш» успешно специализируется в разработке, изготовлении и сервисном сопровождении технологического оборудования для крепления скважин хвостовиками после забурки боковых стволов, составляя конкуренцию в этой области ведущим российским и западным компаниям. Все, что производится на машиностроительном производстве «СибБурМаша» и реализуется на скважинах, разработано в собственном конструкторском бюро. Из восьми основателей «СибБурМаша» семеро были конструкторами – представителями прикладной науки, работающими на создание новых эффективных технологий и конструкций. Поэтому не случайно, что название предприятия начинается со слова «научно». В связи с этим считаю бесспорным утверждение о том, что окружающий нас вещественный мир (в отличие от мира природного – здесь, очевидно, правит либо эволюция, либо промысел Божий) создан интеллектом конструктора. Иголка, буровая установка или ракета вначале зреет как замысел в голове творца-конструктора, переносится на чертеж и только потом воплощается в осязаемое изделие. И востребованность нашей продукции, а значит, и благополучие «СибБурМаша», в первую очередь, зависит от того, насколько талантливы наши конструкторы. Новизна их разработок подтверждается 36 патентами на изобретения, полученными за последние 10 лет. Разумеется, вклад в общий результат вносят все работники НПП, любая деталь так и осталась бы чертежом без труда рабочих нашего машиностроительного производства, каждый из сотрудников на своем месте является творцом и созидателем интеллектуальных и материальных ценностей. В связи с этим вспоминаетБУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

ся история, связанная с мадмуазель по имени ЖаннаАнтуанетта Пуассон. Обладая привлекательной внешностью, незаурядным умом и острым языком, она покорила первого мужчину Франции – короля Людовика XV, стала его фавориткой и вошла в историю под именем маркизы де Помпадур. Так вот, прогуливаясь однажды с возлюбленным по Версалю, она произнесла замечательную фразу о создателях дворцово-паркового ансамбля – архитекторах и садовниках: «Только добрые и умные люди могут творить, злые и дураки на это не способны…». Я солидарен со словами этой незаурядной женщины и убежден, что сотрудники НПП «СибБурМаш», творя и созидая, являются добрыми и умными людьми. Это позволяет с оптимизмом смотреть в будущее нашего предприятия, порукой чему являются талант и трудолюбие, ответственность и творческое отношение к порученному делу каждого из сотрудников. НПП «СибБурМаш» вносит существенный вклад в отечественный научно-технический прогресс в нефтегазовой области, поэтому его продукция и услуги будут всегда востребованы.

Консорциум «Тюменьгеология» 625014, г. Тюмень, ул. 2-ой км Старого Тобольского тракта, д. 8, стр. 111 Телефон: (3452) 53-24-83 e-mail: consortium@tumgeogroup.ru www.tumgeo.ru

ЗАО НПП «СибБурМаш» 625031, г. Тюмень, ул. Ветеранов Труда, 58 а , а/я 2997, Тел.: (3452) 47-25-86, тел/факс.: (3452) 47-25-85

e-mail: sbm@sibburmash.ru www.sibburmash.ru

Ключевые слова: «СибБурМаш», изолированный керн, оборудование для крепления скважин, инновации, высокотехнологичная продукция, творчество конструкторов

15

наука – производству

В.А. ДОЛГУШИН, ассистент кафедры, аспирант rado25@yandex.ru

Д.С. ЛЕОНТЬЕВ, магистрант А.А. ЗЕМЛЯНОЙ, ассистент кафедры, аспирант Г.П. ЗОЗУЛЯ, д.т.н., профессор кафедры А.В. КРЯЖЕВ, аспирант кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ)

Дана методика исследования физико-механических характеристик проппантов. Проведен анализ фильтрационных свойств проппантов различных производителей. Обозначены проблема роста обводненности продукции, возникающие после производства гидравлического разрыва пласта (ГРП), и отмечены пути совершенствования материалов, применяемых при ГРП.

16

ANALYSIS RESULTS OF SURVEY METHODS OF PHYSICALMECHANICAL AND FILTRATION PROPERTIES OF PROPPANTS FOR HYDRAULIC FRACTURING OF LAYER V. DOLGUSHIN, D. LEONT’YEV, A. ZEMLYANOY, G. ZOZULYA, A. KRYAZHEV, Tyumen’ State oil and gas university Given technique to study the physical and mechanical characteristics of the proppants. The analysis of the filtration properties of proppants of different manufacturers. Shows the problem of water production increase that occurs after the production of hydraulic fracturing, and the ways of improving the materials used in hydraulic fracturing.

Key words: proppant, hydraulic fracturing, strength, permeability, conductivity, methods, features, water cut

М

ировой опыт нефтегазодобычи показывает, что одним из эффективнейших методов при освоении продуктивных пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) после строительства скважины является метод гидравлического разрыва пласта (ГРП) [1]. Успешность ГРП зависит, в первую очередь, от качества жидкости разрыва и физико-механических свойств применяемого расклинивающего материала, подразделяющегося на два вида – кварцевые Табл. 1. Марки проппантов, выбранные для измерения гидродинамических характеристик

Марка проппанта BorProp BorProp SSP BorProp RCP BorProp light ForeProp ForeRCP

CarboProp CarboBond CarboLITE SinterLite Sinter Ball

Краткое описание Алюмосиликатный проппант Сверхпрочный алюмосиликатный проппант Алюмосиликатный проппант с полимерным покрытием Алюмосиликатный облегченный проппант Керамический проппант Керамический проппант с покрытием, состоящим из композиции полимерных материалов Керамический проппант средней прочности Керамический проппант Облегченный высокопроницаемый керамический проппант Среднепрочный керамический проппант Высокопрочный керамический проппант

пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. К физическим характеристикам проппантов, влияющих на проводимость создаваемой трещины, относят: прочность и гранулометрический состав, качество (наличие примесей, растворимость в кислотах), форму гранул (сферичность и округлость) и плотность. Прочность является основным критерием при подборе проппантов для конкретных пластовых условий – для обеспечения длительной проводимости трещины на глубине залегания продуктивного пласта. С глубиной минимальное горизонтальное напряжение возрастает приблизительно на 19 МПа/км. Поэтому по глубине проппанты имеют следующие области применения: кварцевые пески – до 2500 м; проппанты средней прочности – до 3500 м; проппанты высокой прочности – свыше 3500 м. Методика определения прочности проппантов (определения сопротивления раздавливанию) подробно описана в ГОСТ 51761-2005 [2]. Увеличение дебита скважин после проведения ГРП определяется соотношением проводимости пласта и размерами полученных трещин, причем коэффициент продуктивности скважины не возрастает неограниченно с ростом длины трещины. Под проводимостью в области ГРП понимается способность трещины пропускать жидкость (иными словами – это проницаемость трещины, умноженная на ее ширину): БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 622.276.66

Результаты анализа методик исследования физико-механических и фильтрационных свойств проппантов для ГРП

наука – производству

1600

BORPROP ForeProp BorProp SSP

1400

Sinter LITE CarboProp BorProp RCP

Sinter Ball ForeRCP CarboBond CARBO LITE BorProp light

1200 Проницаемость, D

Cf = kf⋅wf, (1) где Cf – проводимость трещины, mD*ft; kf – проницаемость трещины, mD; wf – ширина трещины, ft. Методика испытания проппанта на долговременную проводимость на установке заключается в следующем: 1. Необходимо изолировать нижний керн уплотнителем и поместить его в ячейку.

2. Далее в ячейку поместить проппант 39 кг/м и выровнять с помощью полотнища.

3. Изолировать верхний керн уплотнителем и поместить его в ячейку.

4. Разместить металлические прокладки в ячейке с целью предотвращения протекания жидкости через поршни.

5. Поршни вместе с этилен-пропиленовыми кольцами установить в исходное положение.

6. Ячейку поместить между валиками пресса. Всю систему очистить и насытить 2%-ным соляным раствором KCl комнатной температуры.

7. После насыщения увеличить давление до 1000 psi (6,9 МПа). Датчик давления и термопары калибруются в течение этого времени.

8. Замерить расход, перепад давления и среднюю ширину при давлении в 1000 psi (6,9 МПа) – c целью определения проводимости и проницаемости. В течение всех тестов поддерживать обратное давление на уровне 400 psi (2,8 МПа). Пресс работает при давлении в 1400 psi (9,7 МПа), а давление составляет 1000 psi (6,9 МПа).

9. Использовать регуляторы температуры, ячейку нагреть до необходимой температуры.

10. Замерять проводимость в течение 15 мин. при различных давлениях: 1000 (6,9 МПа), 2000 (13,8 МПа),

1000 800 600 400 200 0

13,8

27,6

41,4 Давление, МПа

55,2

68,9

Рис. 1. Результаты испытаний проппантов фракции 16/20 на долговременную проницаемость

4000 (27,6 МПа), 6000 (41,4 МПа), 8000 (55,2 МПа) и 10 000 psi (68,9 МПа). Приведенная выше методика подробно описана в стандартах API RP-61 и ISO 13503-2 [3,4]. На проводимость и проницаемость авторами были исследованы следующие марки проппантов фракции 16/20 (табл. 1). Результаты испытаний проппантов на долговременную проницаемость представлены в табл. 2 и на рис. 1. Значения долговременной проводимости проппантной пачки в стандартах API RP-61 и ISO 13503-2 не регламентируются [3,4] Анализируя фактически полученные результаты, можно констатировать, что из исследуемых проппантов фракции 16/20 при давлении 13,8 МПа высокую проницаемость показал проппант марки ForeRCP (1371 mD). Далее проницаемость проппантной пачки

17 БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

наука – производству

изменяется в ряду в сторону уменьшения: ForeProp, CarboLITE, CarboProp, SinterLite, BorProp, BorProp light, CarboBond, BorProp RCP, BorProp SSP (до значения – 646 mD). Кратность полученных значений между проппантами ForeRCP и BorProp SSP составляет 2,12. При давлении 27,6 МПа наиболее высокопроницаемые значения у проппанта ForeProp (1099 mD). Затем проппанты по убыванию располагаются следующим образом: ForeRCP, CarboLITE, CarboProp, BorProp, SinterLite, BorProp light, BorProp SSP, CarboBond и BorProp RCP (564 mD). Рассчитанная кратность между ForeProp и BorProp RCP равна 1,94. Ряд по убыванию долговременной проницаемости при давлении 41,4 МПа выглядит следующим образом: Sinter Ball, ForeRCP, ForeProp, CarboProp, BorProp SSP, BorProp, CarboBond, CarboLITE, SinterLite, BorProp RCP, BorProp light. Кратность между Sinter Ball и BorProp light – 1,97 раза. Из графика полученных результатов следует, что при давлении 55,2 МПа значение 638 mD имеет проппант марки Sinter Ball, значение – 158 mD проппант марки BorProp light. Кратность – 4,03 раза. По результатам испытаний проппанты различных марок фракции 16/20 при давлении 68,9 МПа в диапазоне проницаемых разностей марки проппантов располагаются следующим образом: Sinter Ball (474 mD), ForeRCP, BorProp SSP, CarboProp, CarboBond, BorProp RCP, ForeProp, BorProp, SinterLite, CarboLITE, BorProp light (59,1 mD).

Результаты испытаний проппантов на долговременную проводимость представлены в табл. 3 и на рис. 2. Анализируя полученные результаты, можно констатировать, что из исследуемых проппантов фракции 16/20 при давлении 13,8 МПа высокую проводимость имеет проппант марки ForeRCP (26004 mD*ft). Далее проводимость проппантной пачки изменяется в ряду: CarboLITE, ForeProp, CarboProp, BorProp, SinterLite, BorProp light, CarboBond, BorProp RCP, BorProp SSP (10651 mD*ft). Кратность значений между проппантами ForeRCP и BorProp SSP составляет 2,44 раза. При давлении 27,6 МПа высокую проводимость имеет проппант марки ForeProp (19900 mD*ft). Затем проппанты располагаются по убыванию следующим образом: ForeRCP, CarboLITE, BorProp, CarboProp, BorProp light, SinterLite, CarboBond, BorProp SSP, BorProp RCP (9682 mD*ft). Кратность значений между проппантами ForeProp и BorProp RCP составляет 2,05 раза. Значения долговременной проводимости при давлении 41,4 МПа по убыванию выглядит следующим образом: ForeRCP, Sinter Ball, ForeProp, BorProp SSP, CarboProp, CarboBond, BorProp, CarboLITE, BorProp RCP, SinterLite и BorProp light. Кратность значений между проппантами ForeRCP (12539 mD*ft) и BorProp light (7310 mD*ft) составляет 1,71 раза. Из табл. 2 и зависимостей (рис. 2) следует, что при давлении 55,2 МПа из анализируемых проппантов максимальное значение 9041 mD*ft имеет проппант марки Sinter Ball, минимальное (2700 mD*ft) – BorProp light. Кратность значений между рассматриваемыми проппантами составляет 3,34 раза. По результатам испытаний при давлении 68,9 МПа проппанты в ряду по убыванию располагаются следующим образом: ForeRCP (6990 mD*ft), Sinter Ball, BorProp SSP, CarboBond, CarboProp, BorProp RCP, ForeProp, BorProp, SinterLite, CarboLITE, BorProp light (965 mD*ft). Кратность значений между проппантами ForeRCP и BorProp light – 7,24 раза. Как уже отмечалось, методика определения прочности проппантов (определения сопротивления раздавливанию) подробно описана в ГОСТ 517612005 [2]. Метод основан на определении массовой доли гранул, разрушенных заданной сжимающей нагрузкой. Средства измерений, аппаратура и вспомогательные устройства: гидравлическая или механи-

Табл. 2. Результаты испытаний проппантов на долговременную проницаемость

Табл. 3. Результаты испытаний проппантов на долговременную проводимость

30 000

BORPROP ForeProp BorProp SSP

25 000

Sinter LITE CarboProp BorProp RCP

ForeRCP Sinter Ball CarboBond CARBO LITE BorProp light

Проводимость, mD*ft

20 000 15 000 10 000 5 000 0

13,8

27,6

41,4

55,1

68,9

Давление, МПа Рис. 2. Результаты испытаний проппантов фракции 16/20 на долговременную проводимость

Марка проппанта

18

BorProp BorProp SSP BorProp RCP BorProp light ForeProp ForeRCP CarboProp CarboBond CarboLITE SinterLite Sinter Ball

Значения проницаемости, mD при следующих давлениях, МПа 13,8 27,6 41,4 55,1 68,9 1025 817 557 380 197 646 626 589 531 333 673 564 473 378 245 843 674 406 158 59,1 1307 1099 635 342 204 1371 1020 712 506 437 1105 829 593 391 265 721 606 523 371 260 1288 955 510 276 150 1054 741 498 282 185 801 638 474

Марка проппанта BorProp BorProp SSP BorProp RCP BorProp light ForeProp ForeRCP CarboProp CarboBond CarboLITE SinterLite Sinter Ball

Значения проводимости, mD*ft при следующих давлениях, МПа 13,8 27,6 41,4 55,1 68,9 17 989 13 835 9084 5940 2955 10 651 10 074 9232 8098 4766 11 826 9682 7969 6233 3770 16 628 12 780 7310 2700 965 24 317 19 900 10 999 5616 3213 26 004 18 702 12 539 8481 6990 18 129 13 198 9165 5834 3822 12 938 10 712 9098 6313 4325 24 629 17 781 9035 4623 2398 17 837 12 109 7841 4259 2684 11 747 9041 6484

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

наука – производству

d

90

1

dнар 2

10

76

dвн

4 винта М6х25

Рис. 3. Приспособление для раздавливания гранул: 1 – пуансон; 2 – форма

ческая машина для испытания на сжатие, обеспечивающая постепенное и плавное увеличение усилия и оборудованная системой измерения приложенного усилия с погрешностью, не превышающей 2%; набор из двух сит номеров, соответствующих фракции проп­пантов, снабженный поддоном; ситовой лабораторный вибратор с частотой вращения эксцентрика около 290 об/мин, числом встряхиваний около 156 ударов в минуту, высотой подъема выталкивателя около 33 мм или другого типа, обеспечивающего аналогичные условия рассева [2]. Приспособление для разрушения гранул проппанта представлено на рис. 3 [2].

1. Диаметр пуансона d должен быть меньше фактического внутреннего диаметра формы dBH на (0,1250 ±0,0125) мм. 2. Внутренний диаметр формы dBH составляет (50,80 + 0,01) мм. 3. Наружный диаметр формы dнар находится в пределах 76 – 83 мм Пробу массой от 100 до 120 г просеивают на ситовом лабораторном вибраторе в течение 10 мин для фракции 16/20 через набор сит 16 и 20 [2]. Проппанты, оставшиеся на верхнем сите и прошедшие через нижнее сито, отбрасывают, а остальные используют для испытания [2]. Серию испытаний проводят на восьми навесках: по две параллельные навески при значениях давлений р, равных 51,7; 68,9; 86,2 и 103,4 МПа. Рассчитывают навеску проппантов т, г, необходимую для испытания, по формуле: (2) m = 1,22ρнсп(πdвн2/4), БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

где 1,22 – постоянная приспособления для раздавливания гранул, учитывающая объем проппантов, который должен быть нагружен на 1 см2 площади дна приспособления, см3/см2; dвн – внутренний диаметр приспособления для раздавливания гранул, см; ρнсп – насыпная плотность, г/см3, определяемая по формуле 3: (3) ρнсп = (mс.п. – mс)/Vп, г/см3, где mс.п – масса сосуда с проппантами, г; mс – масса сосуда, г; Vn – объем проппантов в сосуде, равный 100 см3. Взвешивают необходимое количество просеянных проппантов с погрешностью, не превышающей 0,02 г, и засыпают через воронку в приспособление для разрушения гранул, перемещая точку истечения проппантов для обеспечения равномерности засыпания проппантов в приспособление. Поверхность проппантов выравнивают поворотом пуансона на 180° без применения усилия [2]. Затем, не встряхивая, помещают приспособление для разрушения гранул в машину для испытания на сжатие. Усилие F, Н, необходимое для обеспечения заданного давления, рассчитывают по формуле: (4) F = p(πdвн2/4), где р – давление, МПа; dвн – внутренний диаметр приспособления для раздавливания гранул, см. Равномерно в течение 1 мин увеличивают нагрузку до достижения усилия, рассчитанного по формуле (4), которое поддерживают в течение 2 мин. [2]. Допускается увеличивать нагрузку с постоянной скоростью 13,8 МПа в минуту до достижения усилия, рассчитанного по формуле (4), которое поддерживают

19

наука – производству

50% 45%

BORPROP

BorProp RCP

ForeProp

BorProp SSP

BorProp light

ForeRCP

CarboProp

40%

Разрушение %

35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0%

51,7

68,9 Давление, МПа

86,2

103,4

Рис. 4. Результаты испытаний проппантов фракции 16/20 на массовую долу разрушенных гранул

в течение 2 мин. При этом время достижения усилия τ, мин, вычисляют по формуле: τ=F/ν, (5) где v – скорость подъема давления, Н/мин. Снижают усилие до нуля, снимают приспособление для раздавливания гранул с испытательной машины и переносят его содержимое на набор сит. После рассева на ситовом лабораторном вибраторе в течение 10 мин. взвешивают разрушенные гранулы из поддона с погрешностью, не превышающей 0,02 г [2]. Массовую долю разрушенных гранул f, %, вычисляют по формуле: (6) f =(m1/m)100, где m1 – масса разрушенных гранул, г; m – навеска для испытания, г. Значение массовой доли разрушенных гранул в процентах вычисляют с точностью до второго значащего числа после запятой. За результат испытания принимают среднеарифметическое значение результатов двух параллельных определений при заданном давлении. Допустимое расхождение между результатами не должно превышать 2,0%. Результат испытания округляют до первого значащего числа после запятой [2]. Сопротивления раздавливанию проппантов регламентируется ГОСТ 51761-2005. Для фракции 16/20 сопротивление должно составлять не более 25% [2]. Результаты испытаний проппантов на сопротивление раздавливанию представлены в табл. 4 и на рис. 4. Табл. 4. Результаты испытаний проппантов на сопротивление разрушению

Марка проппанта

20

BorProp BorProp SSP BorProp RCP BorProp light ForeProp ForeRCP CarboProp CarboBond CarboLITE SinterLite Sinter Ball

Значения сопротивлений раздавливания, % при следующих давлениях, МПа 51,7 68,9 86,2 103,4 5,6% 10,0% 17,0% 25,1% 0,3% 0,4% 0,8% 1,7% 1,8% 6,0% 12,0% 17,9% 13,6% 24,5% 36,4% 43,6% 5,0% 10,3% 21,7% 26,2% 0,1% 1,0% 4,1% 10,1% 3,7% 8,7% 15,1% 20,6% - -

Анализируя полученные результаты, можно сделать вывод, что массовая доля разрушенных гранул проппантов марок BorProp SSP, BorProp RCP, ForeRCP и CarboProp соответствуют требованиям ГОСТ Р 51761-2005 при всех прилагаемых давлениях (т. е. менее 25% разрушения). Проппанты марок BorProp и ForeProp соответствуют требованиям до давления 86,2 МПа, при 103,4 МПа их сопротивление разрушения 25,1% и 26,2%, соответственно.

BorProp light соответствует требованиям ГОСТ Р 51761-2005 до давления 68,9 МПа. При 86,2 МПа его сопротивление разрушения 36,4%, а при 103,4 МПа – 43,6%. В настоящее время большинство скважин, выбранных для проведения ГРП, считаются «опасными» по причине значительного увеличения обводненности продукции после проведения операции. Авторы предлагают бороться с поставленной проблемой за счет комплексного подхода, при котором будут учитываться все вышеперечисленные требования и в состав жидкости-проппантоносителя, а также в состав самих проппантов войдут водоизоляционные составы. Для этой задачи разрабатываются проппанты, отвечающие физико-механическим характеристикам на основе «опоки»: на действие соляной кислоты породы не реагируют, в воде не размокают, при этом обладают адсорбционными свойствами. Наи­ большей прочностью обладают сильноокремнелые разности. Прочность их на одноосное сжатие в абсолютно сухом состоянии достигает 80 – 90 МПа, в водонасыщенном не превышает 24 – 34 МПа. Менее прочны песчанистые (32 – 35 и 14 – 17 МПа), еще слабее – глинистые (13 – 20 и 2 – 7 МПа) разновидности. Кроме вышеперечисленных характеристик опоки существует уникальная возможность предварительно насыщать данную породу нужными селективными водоизоляционными композициями – за счет адсорбционных свойств опоки (предварительно смачивая ее) и доставлять эти реагенты в пласт при производстве ГРП.

Литература 1. Экономидис М. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. Наведение мостов между теорией и практикой М. Экономидис, Р. Олайни, П. Валько. М.: PetroAlliance Services Company Limited, 2004.

202 с.

2. ГОСТ Р 51761 – 2005. Проппанты алюмосиликатные. Технические требования [Текст]. Введ. 2006-07-01. М.: Изд-во Стандартинформ, 2006. 34 с.

3. Стандарт API RP-61. Методика испытаний проводимости расклинивающих материалов.

4. Международный стандарт ISO 13503-5. Методика измерения долговременной удельной проводимости расклинивающих наполнителей Рег. № 3173. М: ФГУП Стандартинформ, 2007. 35 с.

Ключевые слова: проппант, гидравлический разрыв пласта, прочность, проницаемость, проводимость, методика, характеристики, обводненность БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 622.245.3

наука – производству

К вопросу ограничения водопескопроявлений в нефтяных и газовых скважинах ON LIMITING WATER-SAND SHOWINGS IN OIL AND GAS WELLS I. KLESHCHENKO, S. SOKHOSHKO, ZH. POPOVA, Tyumen’ State oil and gas university, P. Demichev, «GEOTHERM» SPF There are methods of preventing water showing and destruction of weakly cemented reservoirs in well bottom zone (pre-bore) and sand production during exploitation of oil wells and development of fields.

Key words: repair of wells, sand showings, water shut-off compound, water shut-off in reservoirs

С

овременное состояние разработки многих месторождений нефти в Западной Сибири характеризуется снижением дебитов скважин, повышением их обводненности, значительными водопескопроявлениями, наличием фонда простаивающих скважин. Основными причинами обводнения добывающих скважин в процессе эксплуатации являются технические, связанные с нарушением крепи скважины и состоянием эксплуатационной колонны и обводнение продуктивного пласта водой, участвующей в вытеснении из него неф­ти, что приводит к самому распространенному виду осложнений – водопескопроявлениям. Значительное место при испытании и эксплуатации скважин и получении двухфазных притоков с опережающим движением воды из пласта занимают и водопроявления, связанные со вскрытием и перфорацией нефтеводонасыщенных зон залежей (пластов), сложенных слабосцементированными песчано-глинистыми раз­ ностями [1, 2, 3]. В комплекс технологий и мероприятий, повышающих продуктивность и производительность нефтяных и газовых скважин, неотъемлемой частью входит ограничение притока пластовых вод, пескопроявлений и прорыва газа из газовой шапки, входящих в номенклатуру капитальных ремонтов скважин (КРС) по ремонтно-изоляционным работам (РИР). Проблема эксплуатации нефтяных и газовых скважин с песчано-глинистыми коллекторами, склонными к водопеско­ проявлениям, всегда была и остается актуальной для многих нефтегазодобывающих регионов как России, так и других стран. БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

Борьба с водопроявлением и разрушением слабосцементированных коллекторов в прискважинной зоне пласта и выносом диспергированной твердой фазы (песка) представляет собой одну из острейших проблем при эксплуатации нефтяных скважин и разработке месторождений. Механизм выноса песка очень сложен, так как на него оказывают влияние многочисленные операции при первичном вскрытии пород-коллекторов, заканчивании и эксплуатации скважин. Большое влияние на процесс разрушения коллекторов и пескопроявления оказывают обводнение продуктивных пластов и изменение напряженного состояния его в ПЗП. Если в процессе строительства скважин гидростатическое давление столба промывочной жидкости уравновешивает напряжение в ПЗП и способствует сохранению устойчивости стенок скважины, то при вызове притока и эксплуатации скважин равновесное состояние системы «пласт–скважина» нарушается, происходят разрушение и пластичное течение песчано-глинистых пород, усиливающееся фильтрационными процессами при перемещении пластовых жидкостей к забою скважин [3]. Исследование особенностей разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что высокий незадействованный потенциал для стабилизаци и увеличения добычи нефти заключен в фонде скважин и характеризуется тем, что по наиболее крупным месторождениям темп обводнения в 3 – 5 раз выше темпа выработки запасов и до 30% обводненных скважин, находящихся за пределами действующего фонда, выработали не более 50% своих первоначальных запасов.

И.И. КЛЕЩЕНКО, д. г.-м. н., профессор, кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» С.К. СОХОШКО, д. т. н., заведующий кафедрой «Моделирование и управление процесcами нефтегазодобычи» Ж.С. ПОПОВА, ассистент, кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменский государственный нефтегазовый университет П.С. ДЕМИЧЕВ, геолог НПФ «ГЕОТЕРМ» geoterm2007@yandex.ru

Борьба с водопроявлением и разрушением слабосцементи­ рованных коллекторов в прискважинной зоне пласта (ПЗП) и выносом диспергированной твердой фазы (песка) представляет собой одну из острейших проблем при эксплуатации нефтяных скважин и разработке месторождений.

21

наука – производству

Главной задачей в стабилизации добычи нефти являются предотвращение и уменьшение водопескопроявлений, и для стабилизации добычи темп обводненности должен соответствовать темпу выработки запасов, и целесообразность водоизоляционных работ в первую очередь будет зависеть от общего состояния выработанности запасов и эффективности системы разработки на участке залежи (месторождения). В настоящее время разработаны десятки составов и технологий по ограничению и ликвидации водопескопроявлений в скважинах. Избирательность тампонирования водопроводящих каналов должна определяться не только химическим составом водоизоляционной композиции, но и неравномерностью проникновения водоизолирующего материала в нефте- и водонасыщенные интервалы за счет различия в вязкости, плотности и проницаемости, а также некоторыми технологическими особенностями обработки и эксплуатации скважин [3, 4]. Нами разработан водоизоляционный (крепящий) состав для ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах, включающий в себя микродур, поливиниловый спирт ПВС-В1Н и гипохлорит кальция Ca(ClO)2 [5]. Микродур – это особо тонкодисперсное минеральное вяжущее вещество (ОТДВ) с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава (6 – 24 мкм). ОТДВ микродур производится посредством воздушной сепарации пыли при помоле цементного клинкера. ОТДВ микродур в своей основе является гидравлическим минеральным вяжущим. Технология его изготовления разработана и освоена специалистами фирмы «INTRA-BAU GmbH» совместно со специалистами концерна «Dyckerhoff AG» (Германия) и защищена европейским патентом. Благодаря малому размеру частиц и плавно подобранному гранулометрическому составу водная суспензия микродура обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды, даже при минимальном соотношении вода/микродур. Температурный режим при применении суспензий на основе микродура соответствует условиям применения обычных цементов. Микродур можно рассматривать как альтернативу жидкому стеклу и полимерным композициям. Поливиниловый спирт ПВС является продуктом щелочного омыления поливинилацетата. В разработанном водоизолирующем (крепящем) составе служит для придания образующемуся закупоривающему прочному продукту реакции эластичности и предот­ вращающим последствия от растрескивания и разрушения. Гипохлорит кальция Ca(ClO)2 служит для придания составу более высоких вяжущих свойств, усиления закупоривающего и закрепляющего эффекта, увели-

чения адгезионных характеристик к породе и металлу обсадных колонн. В разработанной водоизоляционной и крепящей композиции набор ингредиентов, их влияние и синергетическое действие друг на друга позволяют получить состав для ремонтных работ в скважинах с высокими технологическими параметрами при производстве работ по изоляции воды в коллекторах любой проницаемости, закреплении обводнившихся коллекторов в ПЗП, а также ликвидации межпластовых (заколонных) перетоков и негерметичности эксплуатационных колонн, поскольку он закачивается в пласт (за колонну) в виде маловязкого раствора, а образование тампонажного материала происходит непосредственно в пласте (за колонной). Лабораторные исследования в условиях, приближенных к пластовым, заключались в определении возможности использования данных реагентов для получения твердого, камнеобразного, закупоривающего поровое пространство коллектора, материала и его, коллектора, закрепления. Изменение относительной проницаемости образцов керна по пластовой воде после обработки их разработанным составом для ремонтных работ, в сторону уменьшения, составило 88 – 90%, вплоть до полной закупорки. Литература 1. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации неф­тяных скважин. М.: Недра, 1998. 267 с.

2. Клещенко И.И., Зозуля Г.П., Ягафаров А.К. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в неф­тяных и газовых скважинах. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. 344 с.

3. Бочкарёв В.К., Клещенко И.И., Демичев Сем.С., Карнаухов М.Л., Бочкарёв В.В., Демичев Серг.С., Отрадных О.Г. Ограничение водопескопроявлений при разработке залежей со слабосцементированными коллекторами. Тюмень: Вектор Бук, 2010. 190 с.

4. Демичев С.С., Отрадных О.Г., Варварук Ю.М. Выбор технологии водоизоляционных работ. В кн.: Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Тюмень: ТюмГНГУ, 2005.

5. Патент РФ № 2326922. Состав для ремонтных работ в скважине / Клещенко И.И., Сохошко С.К., Паникаровский Е.В., Шестакова Н.А. и др.; опубл. 2008. М.: ФИПС. Бюлл. № 17.

Ключевые слова: ремонт скважин, пескопроявления, водоизоляционный (крепящий) состав, изоляция воды в коллекторах

22 БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

опыт

УДК 622.245.3

Решение проблем выноса песка из продуктивных слоев Приразломного месторождения PROBLEMS’ SOLVING OF SAND PRODUCTION FROM PRODUCING STRATA OF PRIRAZLOMNOE FIELD N. MOGUTOV, «RN-Yuganskneftegas» Co Ltd. On experience against sand showings under conditions of formation’s high temperatures and low permeability.

Key words: «Rosneft» NCo, «RN-Yuganskneftegas» Co Ltd., sand showing, sand production, well

П

риразломное месторождение расположено в пределах Сургутского, Ханты-Мансийского и Нефтеюганского районов Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. От города Неф­теюганска удалено к юго-западу на 90 км, от поселка городского типа Пойковский – на 50 км. Особенности геолого-физического строения Изучение территории, включая район Приразломного месторождения, началось с геолого-геоморфологической съемки с применением аэрофотосъемки с 1949 по 1954 гг. В 1955 г. были проведены: аэромагнитная съемка, в 1956–1957 гг. — гравиметрическая съемка и определены общие закономерности геологического строения. Условно площадь месторождения в современном понимании можно поделить на две части: восточную, приходящуюся на лицензионный блок ОАО «НК «Роснефть», и западную, приходящуюся на лицензионный блок ООО «Газпром нефть» ВерхнеШапшинского месторождения. В пределах установленного контура неф­ теносности месторождения находятся несколько локальных поднятий. В прогибе между Лемпинским и Верхне-Шапшинским поднятиями в 1972 г. была пробурена поисковая скважина 47Р. Скважина бурилась на юру. При испытании пласта ЮС0 в интервале 2889 – 2955 м была получена нефть дебитом 0,68 м3/сут, при Рзаб= 19,1 Мпа. В 1977 г. пробурены две разведочные скважины — 108Р, 101r, которые вскрыли юрские отложения. При испытании скважины 101r из баженовской свиты был получен БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

приток нефти 4,8 м3/сут, при испытании скважины 108Р, из пласта ЮС0 был получен приток нефти 1,05 м3/сут. В последующие годы основное внимание и объем разведочного бурения сосредоточились на изучении нефтеносности пласта ЮС0 (баженовская свита). В 1982 г. в результате испытания пласта БС4 в скважине 154Р Приразломной площади получен фонтан неф­ти дебитом 4,8 м3/сут на 2 мм штуцере. Кроме того, в скважинах 188Р, 189Р, 160Р из горизонта АС11 получены смешанные притоки пластовой воды с нефтью. Получены небольшие притоки нефти из горизонта БС4-5 (скважины 160Р, 191Р) и пласта АС11 (скважина 191Р). Следует отметить, что результаты опробования пласта показали значительную неоднородность скважин по их продуктивности и сложное геологическое строение обнаруженной залежи нефти. В 1983 г. в пределах присводовой части Алексинского локального поднятия пробурена скважина 198Р, где из горизонта БС4-5 получен фонтан нефти дебитом 48 м3/сут на 6 мм штуцере. Таким образом, в пределах Приразломной площади Салымского месторождения открыты залежи в горизонтах БС4-5 и АС11. Первоначально был открыт горизонт БС4-5 в 1982 г. Впоследствии он стал основным эксплуатационным объектом на Приразломном месторождении. Всего на Приразломном ЛУ на сегодняшний день пробурены 1643 скважины, из них 80 – поисково-разведочных. В процессе исследования разведочных скважин произведено более 140 замеров пластовой температуры в интервале глубин 1500 – 3118 м. По 45 скважинам рассчитаны значения глубинного теплового потока и

Н.А. МОГУТОВ, начальник сектора ОТКРС ООО «РН-Юганскнефтегаз» MogutovNA2@yungjsc.com

Об опыте борьбы с пескопроявлением в условиях высоких температур и низкой проницаемости пластов Приразломного месторождения.

23

опыт

температура

140

24

зоны и вынос пластового песка, осложненного высокой пластовой температурой (>100оC). Последствия выноса песка 120 приводят к снижению дебитов из-за образования песчаных пробок, разрушению 100 обсадных колонн, затратам на частые профилактические ремонты, а иногда – к авариям, связанным с износом глубинно80 насосного оборудования. Механизм выноса песка достаточно 60 сложный и плохо изученный процесс. Причины, по нашему мнению, можно разделить на две группы: 40 1. Факторы, вызванные особенностями геологического строения пластов и физи20 ко-химическими свойствами горных по2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 род; степень сцементированности пометры роды пласта; характер добываемой жидгруппа пластов АС11 Ачимовские отложения кости (флюида); внедрение вод в залежь пласт БС4-5 группа пластов БС и растворение цементирующего материаРис. Зависимость температур от глубины, замеренной в скважинах Приразломного ла с последующим его вымыванием. месторождения 2. Технические и технологические факвыполнен расчет распределения температур по разрезу торы, обусловленные технологией бурения и заканчиот 500 до 3000 м. В кровле пласта АС4 (2249 – 2424 м, вания скважин, конструкция забоя, величины депресабс. отм. минус 2187 – 2377 м) температура составляет сий и репрессий на пласт.

70 – 115оС; в кровле пласта БС4 (2424 – 2592 м, абс. отм. Проблема выноса песка осложняется тем, что борьбу минус 2362 – 2542 м) — 80 – 120°С; в кровле баженовсс ней начинают вести на поздней стадии – стадии экской свиты (2805 – 2959 м, абс. отм. минус 2754 – 2912 м) плуатации скважин, когда прискваженная зона пласта — 93 – 142°С; в кровле пласта ЮС2 (2896 – 3018 м, абс. (ПЗП) сильно дренирована, в то же время известно, что отм. минус 2851 – 2970 м) — 95 – 145°С. Температура в проведение работ по предотвращению пескопроявлекровле фундамента изменяется от 108 до 155°С. На рис. ний на стадии заканчивания скважин бурением дает показана зависимость температур от глубины в скважизначительные результаты. Но увеличение затрат на канах Приразломного месторождения. питализацию объекта не позволяет провести данные Характеристика пласта БС4–5 мероприятия при строительстве каждой скважины. Особенностью коллекторов пласта БС4–5 является его достаточно сложное литолого-петрофизическое строеПути решения задач по ликвидации ние. Присутствуют мелкие изолированные межгранупескопроявлений (ЛПП) лярные открытые поры и мелкие открытые поры, а также единичные тупиковые открытые поры, отмечаются Основные методы эксплуатации пескопроявляющих регенерация кварца, коррозионно-расширенные поры, скважин делятся на две группы: возможно наличие микропористости за счет раскрис– методы эксплуатации скважин с выносом песка на таллизации каолинита. поверхность с пластовой жидкостью; Наиболее высокие значения фильтрационно-емкост– методы предотвращения выноса песка из пласта в ных свойств обусловлены наличием первичных поровых ствол скважины. каналов, усиленных интенсивными процессами коррозии, Первый является более затратным и подразумевает увеличивающими первичную межзерновую пористость. применение дорогостоящих насосных установок, разПористость по всем исследованным образцам меняличных видов песко- и шламоуловителей, что в конечется от 1,4 до 21,2%. Проницаемость в пласте БС4–5 меном счете не приводит к значительному увеличению няется в пределах от 0,01*10-3 мкм2 до 127*10-3 мкм2 при межремонтного периода (МРП) и к отказу от профилаксреднем значении 6,8 *10-3 мкм2. Распределения Кпр для тических ремонтов скважин с промывками песчаных песчаников однородных, слоистых и карбонатизированпробок и очистке ПЗП от мехпримесей. ных близки между собой. Коэффициент остаточной воНа наш взгляд, более эффективны методы борьбы с донасыщенности меняется от 18,2 до 99,5%. песко­проявлениями, в основе которых заложен принцип предотвращения выноса песка в скважину. С этой цеОсобенности разработки лью применяются технические, технологические и химические методы крепления и удержания пород в призаИсходя из особенностей геолого-физического строебойной зоне пластов и их комбинации: ния, указанных выше, и строится стратегия разработки – технические (механические): установка скважинных Приразломного месторождения. Важно развивать новые фильтров; методы увеличения нефтеотдачи пластов и интенсифи– технологические: ограничение депрессии на пласт, кации добычи нефти, поскольку традиционные подходы применение устройств плавного запуска для погружных дают низкие коэффициенты нефтеизвлечения (КИН). центробежных насосных установок (ЭЦН); Одной из причин, снижающих производительность до– химические: закачка в пласт различных закрепляюбывающих скважин, являются разрушение призабойной щих реагентов; БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

опыт

– профилактические: очистка ПЗП, контроль за количеством взвешенных частиц (КВЧ) в процессе эксплуатации. Высокую эффективность показал механический метод (как за рубежом, так и в отечественной промышленности) – применение скважинных фильтров. Но его применение возможно только на стадии бурения (о чем говорилось выше), поэтому при решении проблем ликвидации пескопроявлений (ЛПП) на Приразломном месторождении мы не рассматриваем. Описание решений задач по ликвидации пескопроявлений с применением химических методов Применение фенолрезорциноформальдегидных смол (различных марок и технических наименований) для решения задач по ликвидации пескопроявлений известно с 1980 г. Однако область их применения ограничивалась пластовыми температурами до 90°С. В данной работе рассматривается новая полимерная композиция (рабочее наименование – смола ФРФ-50 (t-110). Данная полимерная изоляционная композиция представляет собой термореактивный вспенивающийся состав на основе фенольной смолы и включает в себя жидкий смоляной компонент и порошковый отвердитель-газообразователь. Оба компонента стабильны при хранении в течение года. Изоляционная композиция приготавливается смешением смоляного компонента и отвердителя в соотношении 100 – 10÷15 масс. ч. Смесь стабильна при обычной температуре (комнатной) в течение до 2 суток. Отверждение с заметной скоростью происходит при температурах свыше 95°С. Скорость отверждения и прочность получаемого отвержденного материала регулируются количеством отвердителя. Одновременно с отверждением происходит разложение газообразователя (порообразователя) со вспениванием смоляного компонента и увеличением объема до 10 раз; таким образом, происходят отверждение и фиксация вспененного материала. Скорость отверждения и вспенивания критически зависят от температуры – чем выше температура, тем быстрее происходят эти процессы, и тем прочнее конечный отвержденный материал. Вспененный материал образуется как в заколонном пространстве, так и в объеме слабосцементированной породы в результате проникновения (закачки) изоляционной композиции в пласт. При этом происходит закрепление породы пористым связующим материалом, стойким к воздействию пластовых вод, нефти, углеводородов. При необходимости снижения вязкости смоляного компонента (при работе в условиях низких температур окружающей среды) используются полярные высококипящие растворители типа этиленгликоля, этилцеллозольва. Работы по данной технологии ЛПП достаточно просты, легко реализуемы в промысловых условиях и производятся в следующей очередности: производятся обвязка тампонажной техники с усть­ ем скважины; смена объема на технологическую жидкость без гидрофобизаторов и опрессовывается лифт НКТ; пакер с хвостовиком устанавливаются на заданную глубину (хвостовик 50÷100 м); затворяется дисперсный порообразователь-отвердитель в смоле расчетного объема; закачивается в НКТ на циркуляции расчетный объем (обычно 2,0÷2,5 м3) начальной буферной БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

оторочки, затем смола с порообразователем-отвердителем, конечная буферная оторочка между средами, прокачивается раствор планового удельного веса; производится посадка пакера и при закрытом затрубном пространстве продавливается изоляционная композиция в интервал пласта, затем срывается пакер и делается промывка обратной циркуляцией; поднимается пакер с хвостовиком на безопасную высоту (150 м). Скважина остается под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации на 24 час. Затем производят дальнейшие работы по спуску глубинно-насосного оборудования, либо геофизические работы согласно плану работ по скважине. По данной технологии в рамках опытно-промышленных испытаний, согласно решению технического совещания ООО «РН-Юганскнефтегаз», проведены в III квартале 2012 г. обработки на двух скважинах (№№965 и 5691) Приразломного месторождения. Показатели работы данных скважин до обработки были следующими: №5691 – Qж – 45÷50 м3 , КВЧ – 600÷700 мг/л, средняя наработка на отказ – 60 сут; №965 – Qж – 55÷60 м3 , КВЧ – более 1300 мг/л, средняя наработка на отказ – 100 сут. На сегодняшний день показатели работы скважин следующие: №5691 – Qж – 40 м3 , КВЧ – 300÷400 мг/л, скважина на текущую дату отработала более 230 сут – находится в работе; №965 – Qж –20 м3 , КВЧ – 700÷800 мг/л, скважина на текущую дату отработала более 148 сут и была остановлена для проведения оптимизации – находится в работе. В дальнейшем предусмотрено продолжение наработки данной технологии путем тиражирования ее на 20-ти скважинах/кандидатах Приразломного месторождения, обладающих наиболее сложными геолого-техническими характеристиками. Выводы и рекомендации Анализируя данные режимов работы скважин, отметим следующее: при проведении работ по технологии ЛПП с применением смолы ФРФ-50 (t-110) происходит снижение дебита скважин по жидкости на 12÷25%, снижается почти в 2 раза КВЧ, наработка увеличивается более чем в два с половиной раза. Таким образом, потеря в суточном дебите нефти не только компенсируется, но и превосходит изначальные показатели – путем увеличения объема добычи нефти за счет количества безостановочных дней работы скважин. Также положительным фактором является сам МРП – снижается количество ремонтов скважин, что, соответственно, снижает затраты на проведение данных работ. Результаты проведения опытно-промышленных испытаний (ОПИ) были представлены на техническом совете ООО «РН-Юганскнефтегаз» и признаны успешными. Основываясь на лабораторных испытаниях и учитывая результаты ОПИ по ликвидации пескопроявлений, необходимо отметить большой потенциал данной технологии для проведения работ по предупреждению выноса проппанта после проведения работ по гидроразрыву пластов.

Ключевые слова: НК «Роснефть», ООО «РНЮганскнефтегаз», пескопроявление, вынос песка, скважина

25

опыт

А.Я. Вакула, начальник управления ouptb@tatneft.ru

ОАО «Татнефть» С.В. Белоногов, главный инженер ООО «ЛУТР» Р.И. Катеев, к.т.н., заведующий лабораторией крепления скважин С.И. Амерханова, к.т.н., старший научный сотрудник А.М. Зарипов, инженер ТатНИПИнефть

Авторами представлены результаты опытнопромысловых испытаний рецептур облегченной тампонажной смеси с применением гранул Super K, разработанных в ТатНИПИнефть совместно с норвежскими специалистами.

PILOT USING OF ALLEVIATED CEMENT SLURRY IN «TATNEFT» JSC A. Vakula, «Tatneft» JSC, S. BELONOGOV «Lutr» LLC, R. Kateev, S. Amerkhanova, A. Zaripov, TatNIPIneft The authors are writing about recipes of alleviated cement slurry with use of Super K granules that were developed in TatNIPIneft together Norwegian specialists.

Key words: «Tatneft» JSC, alleviated cement slurries, Super K granules

Д

ля цементирования скважин с низ­ кими градиентами гидроразрыва пластов требуется применение тампонажных растворов с низкой плотностью – облегченных тампонажных составов. Решение проблемы поглощений цементного раствора в ОАО «Татнефть» с помощью применения облегченного раствора для цементирования верхней порции и муфт ступенчатого цементирования (МСЦ) не всегда обеспечивает требуемое качество разобщения заколонного пространства. В этой связи технологически и экономически выгодным является непрерывное цементирование скважин облегченными составами в одну ступень без применения МСЦ. Задача осложняется трудностью создания облегченного тампонажного камня в зонах продуктивных пластов, по физикомеханическим свойствам соответствующего требованиям стандартов.

В институте «ТатНИПИнефть» совмест­ но с норвежской фирмой «Норшк Брённсервис АС» (NBS AS) разработаны рецептуры облегченной тампонажной смеси плотностью 1500 кг/м3 для цементирования верхней непродуктивной части скважины и плотностью 1700 кг/м3 для цементирования продуктивного интервала. Указанная плотность достигается добавлением в цемент реагента Super K фирмы «NBS AS», представляющего собой неорганические полнотелые стеклянные гранулы плотностью 800 – 1000 кг/м3 и размерами 0,25 – 0,8 мм с закрытыми внутренними порами, изготовленными из вторичного стекла (рис. 1). Отличительной особенностью гранул Super K является их твердая абразивная поверхность, способствующая лучшему сцеплению цементного камня с колонной и породой; высокие теплофизические свойс-

Закрытые внутренние поры

26

Рис. 1. Гранулы Super K

Рис. 2. Гранулы Super K в цементном растворе во взвешенном состоянии

Рис. 3. Равномерное распределение Super K в цементном камне

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 622.245.4: 622.257.122

Опытное применение облегченной тампонажной смеси в ОАО «ТАТНЕФТЬ»

опыт

тва материала; высокая гидростатическая прочность на сжатие; способность оставаться во взвешенном состоянии в цементном растворе за счет водопоглощения на поверхности гранул (рис. 2) и, как следствие, равномерное распределение Super K в цементном камне (рис. 3). Результаты лабораторных испытаний облегченной тампонажной смеси с гранулами Super K приведены в табл. Рецептуры разработаны на основе цемента ПЦТ II-50 с добавлением кроме гранул Super K реагентов – понизителя водоотдачи и пеногасителя. Испытания проводились с учетом требований российского стандарта и ISO. Испытания на консистенцию и прочность на сжатие проводились путем моделирования скважинных условий при температуре 300С и давлении 25 МПа. На рис. 4 показана диаграмма консистенции рецептуры №1 плотностью 1683 кг/м3. На рис. 5 представлена диаграмма прочности на сжатие тампонажного камня (рецептура №2), определенная по ISO на ультразвуковом анализаторе цемента (УАЦ). Как видно из результатов испытаний, тампонажная смесь с гранулами Super K обладает низкими показателями по водоотдаче и водоотделению, хорошей прокачиваемостью, тампонажный камень обладает высокой прочностью на изгиб и сжатие. Так, предельное нижнее значение прочности на изгиб по ГОСТ 1581-96 для цемента ПЦТ II-50 составляет 2,7 МПа. Прочность облегченной смеси с реагентом Super K плотностью 1683 кг/м3, предназначенной для цементирования продуктивного

Рис. 4. График консистенции тампонажного раствора на консистометре фирмы OFITE модель 100 НРНТ по рецептуре №1 при давлении 25 МПа и температуре 300С

00:00

02:00

04:00

06:00

08:00

10:00 12:00 Time

14:00

16:00

18:00

20:00

22:00

24:00

Рис. 5. Диаграмма прочности на сжатие на приборе УАЦ фирмы OFITE по рецептуре №2 при давлении 25 МПа и температуре 300С

Плотность, кг/м3

Растекаемость, мм

Пеногаситель

Понизитель водоотдачи

Super K

В/Ц

№ п/п

ПЦТ-II-50

Состав тампонажного раствора, %

Водоотделение, мл

Табл. Результаты лабораторных испытаний облегченной тампонажной смеси с гранулами Super K

Прочность камня через 48 час., МПа Условная водоот- атмосферные условия дача на приборе ВМ-6, см3·30 мин. изгиб

сжатие

Консистенция на приборе OFITE модель 200 Вс – мин. Р=25 МПа, t=30 0С

Прочность камня на сжатие на УАЦ через 48 часов, Р=25 МПа, t=30 0С

1

100 0,495 15 0,5 0,05 0,8 235 1683

94,8

4,91

11,53

30 Вс – 28 мин.

70 Вс – 390 мин.

100 Вс – 467 мин.

17,3

2

100 0,636 25 0,5 0,05 1,2 255 1471

120,08

2,8

5,48

30 Вс – 14 мин.

70 Вс – 326 мин.

100 Вс – 390 мин.

8,4

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

27

опыт

28

«Татнефть» программа ОПР. Технология цементирования скважин с применением облегченного Super K тампонажного раствора осуществляется с использованием стандартного цементировочного оборудования. Промысловые испытания технологии цементирования скважин с применением облегченного Super K тампонажного раствора проведены в 2011 – 2012 гг. в 20 скважинах ОАО «Татнефть». Средний коэффициент качества цементирования по этим скважинам, определенный в соответствии с РД 153-39.0-349-05 «Оценка качества строительства скважин ОАО «Татнефть», составил – по всему стволу К15 = 0,81, в проРис. 6. Образец обсадной колонны и цементного камня, дуктивном интервале К16 = 0,82. По базовым скважиотобранный фрезерным перфоратором ПФ-112 в скважине нам средний коэффициент качества цементирова№39453 с глубины 1870,5 м ния составляет – по всему стволу К15 = 0,80, в продуктивном интервале К16 = 0,79. Как видно, увеличение коэффициента качества цементирования составило по всему стволу 3,9%, в продуктивном интервале – 6,3%. Скважин с заколонной циркуляцией и недоподъемом цемента за эксплуатационной колонной среди них не выявлено. Помимо геофизических исследований на некоторых скважинах выполнена оценка качества цементирования путем отбора образцов крепи скважин фрезерным перфоратором ПФ-112 НПФ «Эргис» (рис. 6). Средняя плотность образцов цементного камня составила 1770 кг/м3. Результаты изучения образцов крепи подтверждают данные геофизических исследований (рис. 7). В сква­ жине №39453 в интервале отбора керна 1870,5 – 1874,5 м Рис. 7. Результаты акустических исследований заколонного пространства в скважине №39453 сплошное сцепление цемента с колонной. горизонта, составила 4,91 МПа. Прочность облегченной смеси с реагентом Super K плотностью 1471 кг/м3 при Выводы цементировании непродуктивного верхнего горизонта 1. Опыт применения гранул Super K показал, что составляет 2,8 МПа при нормативной величине не мевведение полнотелого пористого наполнителя из стекнее 0,7 МПа. ла в цементный раствор позволяет провести качестКроме того, проведены испытания на адгезию цевенное цементирование эксплуатационной колонны в ментного камня из облегченной смеси с реагентом одну ступень без МСЦ.

Super K плотностью 1700 кг/м3. Образцы предваритель2. Высокая прочность тампонажного камня с грануно выдерживали в автоклаве (камере набора прочнослами Super К позволит снизить затраты за счет сократи фирмы OFITE, модель 200) при давлении 25 МПа и щения времени ОЗЦ с 48 часов до 24 часов. температуре 30°С. Нагрузка страгивания образцов 3. С учетом высоких теплофизических свойств цеоблегченного цементного камня через 24 часа состаментного материала с Super К имеется возможность вила 51 кН. Для сравнения проведены также испытаего использования при цементировании высокотемпения на адгезию цементного камня на основе базового ратурных скважин, в т. ч. битумных. цемента ПЦТ II-50. Нагрузка страгивания цемента ПЦТ Ключевые слова: ОАО «Татнефть», облегII-50 через 24 часа составила 48,5 кН. ченные тампонажные растворы, гранулы На основе положительных результатов лабораSuper K торных испытаний разработана и утверждена в ОАО БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 622.248.33

опыт

Опыт ЗАО «Удмуртнефть–Бурение» по внедрению профильного перекрывателя ОЛКС-124 при строительстве боковых стволов «Udmurtneft-Burenie» CSCo’s experience to introduce profile packer OLKC-124 during drilling offshoots V. Kharitonov, «Udmurtneft-Burenie» CSC On technology of preventing catastrophic losses with help of packer in small diameter borehole.

Key words: «Udmurtneft» JSC «, «Udmurtneft-Burenie» CSC, Gremikhinskoe field, horizontal offshoot, prevention of catastrophic losses, packer OLKC-124

ЗАО

«Удмуртнефть–Бурение» – дочернее общество ОАО «Удмуртнефть» в составе ОАО «НК «Рос­ нефть»– это компания с более чем 40-летним опытом работы на рынке буровых работ. ЗАО «Удмуртнефть–Бурение» оказывает услуги по бурению, проведению работ по капитальному ремонту скважин методом зарезки и бурения боковых горизонтальных стволов различных типов и сложности, своению нефтегазодобывающих скважин, консервации и ликвидации неф­ тяных и газовых скважин. Одними из первых в России специалисты компании стали осваивать горизонтальное бурение и строительство боковых стволов. Первый боковой ствол пробурен в 1996 г., и с тех пор общее количество завершенных бурением боковых стволов составляет более 650. О решении конкретной проблемы на Гремихинском месторождении ОАО «Удмуртнефть» рассказывают специалисты компании. РУСАНОВ Константин Борисович, первый заместитель директора по производству: Трудности, возникающие на скважинах, заставляют и помогают нам делать неординарные шаги по их преодолению. Так, в августе 2012 г. при строительстве боковых горизонтальных стволов (БГС) на БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

Гремихинском месторождении ОАО «Удмуртнефть» была вскрыта зона катастрофического поглощения с интенсивностью более 30 м3/час и, соответственно, без выхода циркуляции на поверхность. По сути дела, для месторождений в данном регионе случай не чрезвычайный, но, предприняв доступный комплекс мер и традиционных технологий по ликвидации поглощения промывочной жидкости, положительного результата не достигли. В скважину было закачано несколько различных тампонирующих смесей и цементных мостов, а также был произведен намыв щебня для заполнения пустот и каверн. Вот тогда-то мы и вынуждены были в оперативном порядке предпринимать кардинальные меры по нормализации обстановки на скважине. ЗАИКА Валерий Григорьевич, главный инженер, КАМАЛЕТДИНОВ Наиль Ильдусович, главный геолог: Ствол скважины проходил через интервалы поглощения промывочной жидкости, приуроченные к отложениям Серпуховского и Окского ярусов, сложенных карбонатными породами. Данные отложения характеризуются наличием пластов трещиновато-кавернозного типа коллектора с пониженным пластовым давлением и повышенной проницаемостью. К тому же в процессе строительства БГС ствол попал

В.Е. ХАРИТОНОВ, управляющий директор ЗАО «Удмуртнефть–Бурение» avzancharov@udmurtneft.ru

Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, в том числе и для месторождений ОАО «Удмуртнефть», технология бурения боковых стволов является основным способом вовлечения остаточных запасов в разработку и тем самым увеличения добычи нефти.

29

опыт

При первоначальном катастрофическом поглощении для нас это был положительный результат. Скважина была успешно закончена бурением и сдана заказчику. Получив положительный опыт применения данной технологии при строительстве первой скважины, мы оптимизировали непроизводительное время на ликвидацию поглощений при строительстве последующей скважины на данном месторождении. В скважине установили профильные трубы уже с двумя типами соединений: сварной шов и резьбовое соединение с общим метражом более 60 м в трех интервалах.

30

Нельзя сказать, что с самого начала все было гладко и без сложностей. Проблемы Керновый материал, извлеченный из отложений Серпуховского яруса. были, но мы с ними справились. На сегодняшОтбор керна сопровождался полным отсутствием циркуляции, ний день при строительстве двух БГС устаскважина на 100% поглощала закачиваемую жидкость новлено более 140 м профильных труб, за счет чего добывающая компания получила дополнительв локальную зону разуплотнения, в зону повышенной ную нефть, а мы, буровики, – опыт, который оцениваем трещиноватости вскрываемых пород. как положительный и который внесем в наш арсенал В таких условиях, предприняв ряд попыток приметеперь уже общепринятых технологий по борьбе с ката­ нить доступные технологии, мы должны были решить непростую задачу: создать прочный и надежный изострофическими поглощениями в боковых стволах малого лирующий экран в стволе скважины. диаметра, что позволит нам повысить экономическую Время шло: боковой ствол со вскрытыми выше инэффективность строительства БГС и быть более конкутервалами неустойчивых верейских отложений прорентоспособными на рынке буровых услуг. стаивал, сроки ввода скважины в эксплуатацию срыМы не можем назвать себя революционерами в вались – в общем, риски финансового и технологичесданной технологии, но точно можем сказать, что вновь кого рода резко возрастали. сделали первый шаг и первыми в ОАО «НК «Роснефть» Тогда совместно с заказчиком (в принятии решения внедрили технологии по борьбе с катастрофическими непосредственное участие принимал заместитель гепоглощениями в стволах малого диаметра со спуском и нерального директора по бурению ОАО «Удмуртнефть» креплением профильного перекрывателя и нашли для Олег Леонидович Готлиб), изучив опыт, накопленный в себя еще одного надежного партнера в лице ООО соседнем регионе, оценили ситуацию и приняли реше«Перекрыватель». ние пойти на риск – риск внедрения новой технологии по Хочется добавить, что трудности – это не всегда борьбе с катастрофическими поглощениями в стволах плохо. Считаю, что ЗАО «Удмуртнефть–Бурение» уже малого диаметра: применили профильный перекрывадавно зарекомендовало себя как коллектив профестель (изготовитель и представитель сервисных услуг – сионалов. компания ООО «Перекрыватель»). Технологией установТак, за последние 3 года нашей компанией успешно ки профильного перекрывателя сегодня никого не удиреализовано несколько проектов при строительстве вишь, однако речь идет о стволе малого диаметра – 124 мм, БГС, которыми мы по праву гордимся: и примеров таких успешных работ в России немного.

• зарезка, бурение и крепление боковых стволов из А в ОАО «НК «Роснефть» это был первый опыт.

139 мм эксплуатационных колонн в Самарском регионе и Удмуртии; ЗАНЧАРОВ Александр Вячеславович, главный • строительство многозабойных скважин на нетехнолог, САКИН Александр Иванович, начальник сколько объектов разработки с последующим комбитехнологической службы: нированным обсаживанием пробуренных стволов Технология установки подразумевает полный компхвостовиком; лекс геофизических исследований с последующим • оптимальный подбор высокомоментных винтовых определением интервалов поглощения, что и было забойных двигателей (ВЗД) диаметром 95 мм с гаммой сделано на первоначальном этапе. бицентричных долот; Далее встал вопрос о подготовке ствола скважины • реализация проектов строительства геометричес– для чего произвели расширку ствола скважины до ки сложных профилей скважины с азимутальным раз∅∅ 137 – 139 мм с применением расширителей (ООО воротом более 200 градусов при минимальном верти«ИНКОС»). Затем приступили непосредственно к устакальном изменении глубин. новке профильного перекрывателя. После сборки на Так что можно сказать, что мы не боимся труднороторной площадке башмачного устройства и необхостей, с интересом и азартом их преодолеваем, при димого количества труб произвели спуск перекрывателя этом накапливая бесценный опыт. в установленный интервал, где, создав избыточное давКлючевые слова: ОАО «Удмуртнефть», ЗАО ление на трубы, произвели их раздувку и установку, да«Удмуртнефть–Бурение», Гремихинское лее приступили к дальнейшим работам по их раскатыместорождение, боковые горизонтальные ванию. В итоге, после проведения технологической опестволы, борьба с катастрофическими поглорации по установке профильного перекрывателя, щениями, перекрыватель ОЛКС-124 поглощение промывочной жидкости снижено до 3 м3/сут. БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

технологии

«GEONAFT» PROGRAM COMPLEX «Geonaft» is the unique software package developed by «Geosteering Technologies» company to accompany inclined and horizontal wells’ drilling for successful borehole’ positioning in a target layer.

Key words: «Geo-navigation technologies», «Geonaft» program complex, drilling of inclined and horizontal wells

Уникальный для нашей страны программный комплекс «Geonaft» разработан компанией «Геонавигационые технологии». Он предназначен для геологического сопровождения бурения наклоннонаправленных и горизонтальных скважин с целью наиболее успешной проводки ствола в целевом горизонте.

32

П

овышение сложности общих условий бурения, равно как и настоятельная необходимость разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, требуют увеличения скорости передачи и обработки информации о ходе процесса бурения. Правильное расположение ствола скважины на всем пути до резервуара и по резервуару позволяет повысить эффективность строительства скважины, снижает риски бурения, максимизирует качество проходки резервуара, улучшает рабочие характеристики скважины, повышает извлечение углеводородов. И в конечном итоге – обеспечивает повышение экономических параметров разработки месторождения. Планирование и сопровождение бурения скважин, применяемые в настоящее время, включают в себя сбор и интерпретацию различной геолого-геофизической информации. Эта работа выполняется разнообразными методами оперативной коррекции модели геонавигации на пути бурящейся скважины, а также различными способами управления результатами ис-

Рис. 1. Общий вид главного модуля

пытаний скважины, активизации притоков и ходом разработки с помощью дистанционных методик. Одну из главных ролей в данном процессе играют скорость и своевременность получения, обработки и анализа информации для принятия решений во время бурения. В свете этого очевидна необходимость программных комплексов, позволяющих, с одной стороны, использовать опыт имеющихся мировых аналогов, а с другой – учесть реалии российской нефтегазовой индустрии. В конце 2012 г. более 70% всех пробуренных на территории США скважин составляли горизонтальные и наклонно-направленные. В Российской Федерации горизонтальные и боковые стволы составляют менее 20% в общем объеме бурения. Но с каждым годом этот показатель растет. Разработанный компанией «Геонавигационые технологии» программный комплекс «Geonaft» предназначен для геологического сопровождения бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин с целью наиболее успешной проводки ствола в целевом горизонте. «Geonaft» отвечает всем вышеназванным требованиям и является единственным коммерческим программным комплексом в данном сегменте, разработанным на территории РФ. В настоящее время программный комплекс состоит из четырех модулей: главного модуля, модуля 3D, модуля QI dip и модуля Real-time. Разработан также блок лицензионной защиты, позволяющий пользователю выбрать наиболее удобный вариант лицензирования. Загрузка данных, их редактирование, добавление новых и редактирование информации о существующих скважинах происходит в главном модуле. Его же задачей является обеспечение возможности геонавигации на основе сравнения фактических каротажных данных с модельными (синтетическими). Общий вид главного модуля представлен на рис. 1. БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 004.415.2: 550.832: 622.243.24: 622.243.23

Программный комплекс «GEONAFT»

технологии

Абсолютно необходимым для работы комплекса является главный модуль. Остальные модули функционально независимы, и пользователь может выбрать любую их комбинацию с главным модулем. Пользователь имеет возможность легко и быстро перестроить модель пласта в соответствии с вновь поступившей информацией. Подобная скорость обновления недостижима в стандартных пакетах статического геологического моделирования. В связи с удешевлением технологии сбора и передачи данных все большую роль в процессе геонавигации играют азимутальные данные. С использованием азимутальных каротажей геологи могут получить дополнительную ценную информацию о структуре пласта. Модуль QI dip предназначен для расчетов структурного угла по азимутальному каротажу и имиджу ствола скважины. Методика, реализованная в этом модуле, независима от методики главного модуля. А совместное их использование значительно повышает качество геонавигации и точность модели. Сильной стороной модуля является возможность работы на основании не только дорогостоящих имиджей, но и на основании азимутальных данных по 4 квадрантам, которые стоят намного меньше. Рис. 2 демонстрирует основные окна модуля QI dip. Модуль Real-Time программного комплекса «Geonaft» позволяет получать данные каротажей напрямую с буровой вышки в режиме реального времени. Он существенно облегчает задачу получения и загрузки данных в ПК «Geonaft», давая возможность инженеру уделить максимум внимания процессу сопровождения бурения скважины. Данные передаются напрямую с сервера компании подрядчика, производящего бурение, и они отображаются в ПК «Geonaft». Для загрузки данных через этот модуль необходимо, чтобы они были изначально размещены на сервере, поддерживающем формат WITSML (Wellsite Infor­ mation Transfer Standard Markup Language) – международный промышленный стандарт передачи данных между организациями в нефтяной отрасли. WITSMLстандарт поддерживается такими системами, как Schlumberger InterAct, Halliburton OpenWire, Petro­link PowerStore и др. Модуль 3D – самый новый модуль, входящий в ПК «Geonaft». Главная его задача состоит в визуальном объединении трехмерной геологической модели (масштаб всего месторождения) и геологической информации, полученной при бурении конкретной скважины (локальный масштаб). Модуль дает пользователю возможность загружать поверхности из приложений для статического 3D-моделирования (Petrel Roxar, и др.) в ПК «Geo­naft» для последующей геонавигации в трехмерном пространстве (рис. 3). БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

Рис. 2. Общий вид модуля QI dip

Рис. 3. Отображение поверхностей и разломов в модуле 3D

Программный комплекс «Geonaft» имеет различные возможности лицензирования – от активации на определенной машине пользователя до использования USBключей (токенов). Предоставляется версия для пробной эксплуатации. Проводится обучение сотрудников пользователя и осуществляется техническая поддержка. В настоящее время программный комплекс «Geonaft» уже успешно используется в центрах сопровождения бурения нескольких крупнейших компаний нефтегазового сектора РФ. Дополнительную информацию можно найти на сайте компании www.geosteertech.ru или по e-mail, отправив запрос по адресу: info@geosteertech.ru.

Ключевые слова: «Геонавигационые технологии», программный комплекс «Geonaft», бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин

33

технологии

И.А. СУСОРОВ, д.т.н., профессор, генеральный директор igansus@mail.ru

И.В. ЧАЛОВ, начальник отдела внедрения новых технологий Г.М. МУРАШОВ, заместитель генерального директора Р.В. ШИХОВ начальник отдела технического сопровождения ОАО «КРОНОС СПб»

В ОАО «КРОНОС СПб» в 2009 г. в соответствии с техническими требованиями ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» и отраслевыми требованиями ОАО «Газпром» и ОАО «АК «Транснефть» [1, 2] разработано комплексное противокоррозионное полимо­ чевинуретановое толстослойное (до 4 мм) покрытие «Форпол®-Ойл» [3, 4].

34

«FORPOL®- OIL» THICK-LAYER INSULATING COATING SPRAYED IN PLANT AND ROUTE CONDITIONS FOR ANTI-CORROSION PROTECTION OF VALVING AND NON-LINEAR ELEMENTS OF OIL AND GAS PIPELINES I. SUSOROV, I. CHALOV, G. MURASHOV, R. SHIKHOV, «KRONOS SPb» JSC In 2009 «KRONOS SPb» JSC developed «Forpol®-Oil»-thick-layer (up to 4mm) anti-corrosion poly-urea-urethane complex coating.

Key words: «KRONOS SPb» JSC, «Forpol®-Oil», insulation of steel pipes, fittings, valving

«Ф

орпол®-Ойл» предназначено для наружной изоляции стальных труб, фасонных соединительных деталей (фитингов) и запорной арматуры промысловых и магистральных нефтегазопроводов подземной и подводной прокладки, арматуры и нелинейных трубопроводных элементов компрессорных, газораспределительных и насосных станций, резервуаров подземного хранения газа и нефтехранилищ с температурным диапазоном эксплуатации от минус 50°С до плюс 60°С в условиях его заводского (базового) и трассового (полевого) нанесения при изготовлении трубопроводных изделий, строительстве, реконструкции и капитальном ремонте нефтегазовых объектов. В связи с некоторыми различиями в значениях ряда регламентируемых ГОСТ Р 51164-98 и отраслевыми требованиями технических показателей разработанное комплексное покрытие «Форпол®Ойл» производится по двум техническим условиям: – для объектов и предприятий ОАО «Газпром» ТУ 2458-125-20504464-2010;

– для объектов и предприятияй ОАО «АК «Транснефть»ТУ 2458-114-205044642009. Эксплуатационная надежность трубо­ проводов с комплексным противокоррозионным покрытием зависит от совокупности свойств системы «металл–тонкослойное грунтовочное покрытие – толстослойное изолирующее покрытие» [5, 6]. Поэтому комплект поставки исходных материалов системы покрытия «Форпол®Ойл» включает: – однокомпонентную влагоотверждаемую изоцианатную грунтовку «Форпол®Праймер»; – двухкомпонентную полимочевин­ уретановую мастику «Форпол®-Ойл» со 100%-ным сухим остатком, состоящую из компонента А – эластифицированного полиизоцианата «Форпол®-NCO» и компонента Б – гибридного гидроксиламинного отвердителя «Форпол®-NH2OH». В комплект поставки могут включаться следующие вспомогательные материалы: – очиститель лакокрасочного оборудования (ТУ 2319-112-20504464-2009); БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 678.023:697.433:699.8

Напыляемое в заводских и трассовых условиях толстослойное изоляционное покрытие «Форпол®-Ойл» для антикоррозионной защиты запорной арматуры и нелинейных элементов нефтегазопроводов

технологии

Табл. Технические требования к полиуретановым защитным покрытиям Пк-60 (Пк-М) усиленного типа по различной нормативно-технической документации № п/п 1 1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

Наименование показателей 2 Внешний вид покрытия

Толщина покрытия, мм: – для изделий диаметром до 273 мм включительно, не менее – для изделий диаметром до 820 мм включительно, не менее не более –для изделий диаметром свыше 820 мм не менее не более Прочность при разрыве, МПа, не менее, при температуре (20±5)°С Относительное удлинение при разрыве,%, не менее, при температуре (20±5)°С Прочность при ударе при температуре испытаний от минус (40±3)°С (минус (50±3)°С для Пк-М) до плюс (40±3)°С, Дж, не менее: – для изделий диаметром до 273 мм включительно – для изделий диаметром до 530 мм включительно – для изделий диаметром до 820 мм включительно – для изделий диаметром свыше 820 мм – при температуре (20±5)°С для изделий диаметром до 530 мм включительно – при температуре (20±5)°С для изделий диаметром до 820 мм включительно – при температуре (20±5)°С для изделий диаметром свыше 820 мм Прочность при ударе, Дж/мм, не менее, для всех диаметров изделий при температурах: минус (30±3)°С, плюс (20±5)°С, плюс (40±3)°С Адгезия к стали методом решетчатых надрезов, балл, не более: – при температуре (20±5)°С – при температуре (80±5)°С Адгезия к стали методом решетчатых надрезов после выдержки в воде в течение 1000 ч, балл, не более: – при температуре (20±5)°С – при температуре (50±5)°С Адгезия к стали методом нормального отрыва при температуре (20±5)°С. МПа, не менее: – исходная – после выдержки в воде при температуре (20±5)°С в течение 1000 ч – после выдержки в воде при температуре (60±3)°С в течение 1000 ч

10.

Снижение адгезии к стали после выдержки в воде при температуре (60±3)°С в течение 1000 ч, в % от исходной величины, не более

11.

12.

Грибостойкость, балл, не менее Диэлектрическая сплошность покрытия. Отсутствие пробоя при электрическом напряжении, кВ/мм, не менее Сопротивление пенетрации (вдавливанию): а) при температуре (20±5)°С, мм, не более б) при температуре свыше 20°С, мм, не более в) при температуре (60±3)°С, в % от исходной толщины, не более

13.

14.

15.

16.

Площадь отслаивания покрытия при поляризации (катодное отслаивание) после выдержки образцов в 3%-ном растворе NaCl, см2, не более – при температуре (20±5)°С в течение 30 суток – при температуре (60±3)°С в течение 30 суток – при температуре (80±3)°С в течение 30 суток – при температуре (80±3)°С в течение 7 суток Переходное сопротивление покрытия, Ом•м2, не менее – исходное – после 100 суток выдержки при температуре (20±5)°С в 3%-ном растворе NaCl Влагопоглощение (водопоглощение) отслоенного покрытия после выдержки в воде в течение 1000 ч, %, не более – при температуре (20±5)°С – при температуре (60±3)°С

17. Поры на срезе покрытия, проведенном под углом (35±5)°, при 3–5-кратном увеличении 18.

19.

Стойкость покрытия к отслаиванию при термоциклировании, количество циклов без отслаивания и растрескивания покрытия, не менее: – при температуре испытаний в интервале от минус (50±3)°С до плюс (20±5)°С – при температуре испытаний в интервале от минус (60±3)°С до плюс (20±5)°С

Требования ГОСТ Р 51164-98

Требования ОАО «Газпром»

3 Нет

4 Однородная поверхность без пузырей, трещин, отслоений, пропусков и др. дефектов, ухудшающих качество покрытия

1,5 2,0 Нет 2,0 Нет

Толщина должна обеспечивать выполнение показателей свойств покрытий, указанных ниже

Требования ОАО «АК «Транснефть»

Достигнутые значения для «Форпол-Ойл»

5

6

Покрытие должно иметь равномерную толщину, однородный цвет, гладкую поверхность и быть свободным от пропусков, дефектов, пузырей, вздутий, мест отслаивания. Допускается наличие «шагрени», небольших (до 1 мм) локальных утолщений, наплывов

Соответствует Цвет черный

Нет 1,5 (1,0)1 3,0 (5,0)2

Соответствует

2,0 (1,5) 4,0(6,0)2

1

12,0

8,0

Нет

18-20

20,0

20,0

Нет

35-50

4,0(4,0)1 6,0(4,0)1 8,0(4,0)1 10,0(4,0)1 Нет Нет Нет

Нет Нет Нет Нет Нет Нет Нет

Нет 6,0(4,0)1 8,0(4,0)1 10,0(4,0)1 10,0(6,0)1 15,0(6,0)1 20,0(6,0)1

более 10 более 10 более 10 более 20 более 20 более 20 более 20

Нет

5,0

Нет

5,4-8,1

1 1

Нет Нет

Нет Нет

1 1

1 1

Нет Нет

Нет Нет

1 1

7,0 5,0 5,0

7,0 Нет Нет

7,0(5,0)1 5,0(3,5)1 5,0(3,5)1

11-14 10-13 9-11

Нет

40

Нет

18-20

2

Нет

2

0

5

5

5(5)1

более 5

0,2 0,3 Нет

0,3 Нет 20

0,2(0,2)1 Нет 30(30)1

0,10-0,12 0,15-0,20 16-18

4,0(5,0)3 10,0(15,0)3 20,0 Нет

8,0 Нет Нет 10,0

4,0(5,0)1 10,0(15,0)1 10,0(15,0)1 Нет

0,2-0,4 3,0-4,0 7,0-9,0 4,5-6,0

108

108

108(108)1

1,5•109

10

10

10 (10 )

2•107

5,0(5,0)1 5,0(5,0)1

2,2 4,5

Отсутствие пор на границе между металлом и покрытием

Соответствует

7

7

7

7 1

5,0 5,0 Отсутствие пор на границе между металлом и покрытием

5,0 5,0 Отсутствие пор на границе между металлом и покрытием

Нет

Нет

10(10)1

более 10

Нет

10

10(10)1 (Пк-М)

более 10

30(30)1

более 30

Нет

Нет

20.

Устойчивость покрытия к растрескиванию и отслаиванию при температуре минус (60±3)°С, сутки, не менее (Пк-М) Стойкость покрытия к воздействию светопогоды (снижение адгезии покрытия к стали, % не более, после 500 ч экспонирования в камере искусственной светопогоды)

Нет

Нет

30(-)1

18-20

21.

Прочность покрытия на изгиб при температуре испытаний (20±5)°С

Нет

Нет

Отсутствие трещин и мест отслаивания

Соответствует

1. Без скобок – номинальные значения показателей для покрытий заводского (базового) нанесения; в скобках – для покрытий трассового нанесения.

2. Без скобок – максимально допустимая толщина покрытия для труб и соединительных деталей; в скобках – максимально допустимая толщина покрытия для запорной арматуры и других механо-сборных изделий.

3. Без скобок – номинальное значение показателя для изделий диаметром 1220 мм и более; в скобках – номинальное значение показателя для изделий диаметром до 1020 мм.

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

35

технологии

Разработанное покрытие может наноситься на горизонтальные, вертикальные и наклонные поверхности различной толщиной не стекающего слоя в зависимости от предъявляемых требований, конструкции защищаемого объекта и условий его эксплуатации. Это достигается благодаря практически мгновенному тиксотропированию системы после смешения исходных компонентов и отсутствию в их составе органических растворителей. Покрытие «Форпол®-Ойл» включено в реестры материалов, допущенных к поставкам на объекты и предприятия компаний ОАО «Газпром» и ОАО «АК «Транснефть».

– композиция «Форпол®-Ойл» для ремонта локальных некондиционных участков покрытия (ТУ 2458-12620504464-2010); – состав для удаления полиуретановых и полимочевинных покрытий «Клир» (ТУ 2388-146-20504464-2011). На защищаемых абразивоструйно подготовленных и загрунтованных металлических поверхностях мастичное покрытие «Форпол®-Ойл» регулируемой толщины (1 – 4 мм) формируется за счет смешения двух компонентов (А и Б), нагретых до температуры 40 – 70°С, и последующего напыления полученной смеси с использованием аппаратов высокого давления для «горячего» безвоздушного распыления фирм «WIWA» (Германия) или «Graco» (США) [7]. Отсутствие органических растворителей в составе исходных компонентов мастики обеспечивает не только экологичность применяемой технологии напыления, но и отсутствие усадки и внутренних напряжений в образующемся полимерном покрытии. В таблице приведены технические требования к наиболее широко применяющимся термореактивным защитным покрытиям усиленного типа марки ПК-60 (ПК-М) с температурным диапазоном эксплуатации от минус 50°С до плюс 60°С согласно ГОСТ Р 51164-98 и требований [1, 2], а также достигнутые значения для полимочевинуретанового покрытия «Форпол®-Ойл». Поверхность труб и трубодеталей перед нанесением покрытия «Форпол®-Ойл» должна быть очищена от грязи и пыли. Старое покрытие при переизоляции должно быть удалено. Степень подготовки поверхности – Sa 2,5 по международному стандарту ISO 85011:2007. Шероховатость поверхности (RZ) должна составлять 30 – 120 мкм, что достигается абразиво­ струйной очисткой с использованием купрошлака или никельшлака в качестве абразива. Задиры поверхности, выступы, заусенцы и др. аналогичные дефекты устраняются механическим путем.

Литература 1. Технические требования к наружным покрытиям на основе термореактивных материалов для антикоррозионной защиты труб, соединительных деталей, запорной арматуры и монтажных узлов трубопроводов с температурой эксплуатации от минус 20°С до плюс 100°С. М.: ОАО «Газпром», 2005. 16 с.

2. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Наружное антикоррозионное покрытие труб, соединительных деталей и механотехнологического оборудования. Общие технические требования. ОТТ – 25.220.01-КТН-215.10. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2010. 49 с.

3. Сусоров И.А. Противокоррозионное полимочевинуретановое покрытие «Форпол®-Ойл»// Промышленная окраска. 2011. № 3. С. 8 – 13.

4. Патент № 2428443 (РФ). МПК7 С09Д 175/02. Комплексное антикоррозионное полимочевинуретановое покрытие / И.А.Сусоров и др.; заявл. 16.03.10; опубл. 09.10.11, бюл. №25.

5. Низьев С.Г. О противокоррозионной защите магистральных и промысловых трубопроводов современными полимерными покрытиями // Территория неф­ тегаз. 2009. №9. С.28 – 32; № 10. С. 34 – 43.

6. Протасов В.Н. Состояние и перспективы применения полимерных покрытий в оборудовании и сооружениях нефтегазовой отрасли // Территория нефтегаз.

2010. №3. С. 40 – 45.

7. Гоц В.Л., Ларин А.В., Попов А.С. Оборудование для нанесения двухкомпонентных материалов методом безвоздушного распыления // Химическая техника. 2006. №3. С. 12 – 14.

Ключевые слова: ОАО «КРОНОС СПб», «Форпол®-Ойл», изоляция стальных труб, фитингов, запорной арматуры

36 БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

технологии

Г.Г. Ишбаев, д.т.н., профессор, генеральный директор М.Р. Дильмиев, начальник службы буровых растворов Ю.М. Асабина, инженер-технолог службы буровых растворов А.К. Козлова, лаборант испытательной лаборатории буровых растворов ООО НПП «БУРИНТЕХ» reklama@burinteh.com

Специалисты ООО НПП «БУРИНТЕХ» разработали новые методики подбора и оценки эффективности пеногасителей, которые позволяют подобрать эффективные концентрации компонентов для глинистого бурового раствора на водной основе.

38

EFFICIENCY ASSESSMENT METHODS OF FOAM BREAKERS FOR DRILLING MUDS G. Ishbaev, M. Dil’miev, Yu. Asabina, A. Kozlova, «BURINTECH» SPE Co Ltd. The authors depict various efficiency assessment methods of foam breakers that are included in composition of waterbase clayish drilling muds.

Key words: «BURINTECH» Co Ltd., drilling muds, foam breakers, foaming reagents, efficiency assessment methods

П

рименение пеногасителей охватывает ряд отраслей промышленности – лакокрасочную, химическую, целлюлознобумажную и другие. Пеногасители в составе буровых растворов входят в число основных компонентов и являются незаменимыми при использовании пенообразующих реагентов, таких как смазочные составы, гуматы и лигносульфонаты, сильнопенящие ПАВы, полимеры – производные целлюлозы, асфальты и ряд других. Пена может возникнуть уже на первой стадии приготовления бурового раствора, что связано с механическими процессами – перемешиванием раствора при высоких скоростях сдвига, его перекачиванием с помощью насосов. По степени введения в систему пеногаситель должен быть средневводимым, оказывая моментальный эффект при достаточно легком распределении в системе

и оставаясь устойчивым к силам сдвига на протяжении нескольких часов. Существует несколько типов реагентов, предназначенных для борьбы с пенообразованием, которые можно классифицировать по действию. Классификация пеногасителей для водных систем • пеногасители на основе минеральных масел, • силиконовые пеногасители, • пеногасители, не содержащие силикона. Пеногасители состоят из трех основных групп – носителей (75 – 90%), гидрофобных компонентов (5 – 10%), эмульгаторов (0 – 20%) и вспомогательных компонентов (0 – 20%). Носителями при этом являются различные виды масел – минеральные, растительные, силиконовые, парафиновые, полисилоксаны.

Рис. 1. Принцип действия пеногасителей

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 622.24:54: 66.069.856.022.3

Методы оценки эффективности пеногасителей для буровых растворов

технологии

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

0,3% смазки на основе таллового масла + 0,05% ПМС 90%

0,3% смазки на основе таллового масла

Высота пенного столба, см

Рис. 2. Применение барботажного метода

50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

0

5

10

15 Время, мин

Исходный р-р 90% ПМС эмульсия силиконового масла с ПАВ

20

25

30

смесь ППГ и ПМС 50% ПМС 20% ПМС

Рис. 3. Сравнительная эффективность гашения пены реагентами-пеногасителями (пенообразователь – смазочная добавка на основе таллового масла)

40 Высота пенного столба, см

Назначение носителя заключается в распространении по поверхностному слою с целью удаления слоя молекул ПАВ и перемещения гидрофобных компонентов, входящих в состав пеногасителя, к двойному слою. Следовательно, носители должны быть нерастворимые и несовместимые с водной средой, для того чтобы подняться на поверхность. Гидрофобные компоненты – это гидрофобные частицы размером 0,1 – 20 нм, включающие воск, гидрофобный кремнезем, пропиленгликоль, амиды и полиуретаны. Их главной задачей является поглощение молекулы ПАВ из двойного слоя, в результате чего поверхностное натяжение повышается и происходит разрушение пузырьков. Эмульгаторы – наиболее важные компоненты для определения баланса между совместимостью и эффективностью пеногасителя. Под действием эмульгатора пеногаситель измельчается и проявляет свою эффективность в зависимости от размера частиц. Вспомогательными компонентами являются биоциды, загустители или защитные коллоиды. Основная задача гидрофобных частиц – войти в ламелли и поглотить молекулы ПАВ с поверхности. В результате изменений в межфазном натяжении происходит разрушение пузырьков (рис. 1). Чтобы достичь минимального пенообразования на протяжении всего процесса бурения, необходимо верно подобрать нужный тип пеногасителя, совместимого с данной средой бурового раствора. Испытательной лабораторией буровых растворов ООО НПП «БУРИНТЕХ» были упорядочены ранее применявшиеся и разработан ряд новых методик подбора и оценки эффективности пеногасителей. Данные испытания направлены на оценку приемлемости использования того или иного пеногасителя в заданных условиях работы, подбора эффективных концентраций для применения продукта в системе глинистого бурового раствора на водной основе. Для сравнительного анализа были взяты образцы пеногасителей известных поставщиков, представляющие собой типичные реагенты: • эмульсии силиконового масла с различной процентной концентрацией, • композиции полипропиленгликолей (ППГ) и полиметилсилоксана (ПМС), • эмульсии силиконового масла с добавлением ПАВ.

1. Барботажный метод Метод основан на влиянии пеногасителя на вспененный водный раствор смазочных составов и полимеров в условиях принудительного барботирования (рис. 2). Данные буровые реагенты в стандартных концентрациях обладают высокой пенообразующей способностью и часто входят в состав буровых промывочных жидкостей. Для испытаний использовались гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ) и два типа смазок – на основе фосфотидного концентрата и таллового масла. Последний тип смазки чаще всего применяется в буровых растворах. Водный раствор переливают в стеклянную барботажную колонку высотой 50 см и диаметром 5 см, куда подается воздух с постоянной скоростью через стеклянный фильтр. Пенообразующая способность определялась замером максимальной высоты столба жидкости с помощью градуированной шкалы на колонне. Пеногасящая спо-

35 30 25 20 15 10 5

0

5

10

Исходный полимерный р-р 90% ПМС 20% ПМС

15 Время, мин

20

25

30

смесь ППГ и ПМС эмульсия силиконового масла с добавлением ПАВ 50% ПМС

Рис. 4. Сравнительная эффективность гашения пены реагентами-пеногасителями (пенообразователь – ГЭЦ)

собность определялась измерением высоты столба остаточной пены после добавления 0,05% об. пеногасителя в течение 30 минут. Достоинством данного метода является возможность оценки эффективности работы пеногасителя с течением времени, а также определение типа раство-

39

технологии

0,1% Неонол + 0,1% ПМС 50%

Исходный 3% DESCO CF

3% DESCO CF 0,05% ПМС 90%

3% DESCO CF 0,05% ПМС 20%

Рис. 6. Сравнительный анализ пенообразования водного раствора ПАВ с добавлением различных пеногасителей

римости продукта. Так, легко вводимые пеногасители быстро смешиваются с водной средой, обладают мгновенным, но коротким эффектом. Трудно вводимые пеногасители обладают обратными свойствами [1]. По результатам проведенного опыта выявлено, что мгновенным эффектом обладают все образцы пеногасителей, кроме образца, состоящего из смеси ППГ и ПМС. Эффективность образцов сохраняется на протяжении всего опыта (30 минут). Смесь ППГ и ПМС изначально показывает низкую эффективность, которая затем со временем увеличивается (рис. 3). При гашении полимерной пены в водном растворе все образцы пеногасителей показали одинаковую эффективность. Наиболее стабильным оказался образец, представляющий собой эмульсию силиконового масла с добавлением ПАВ (рис. 4).

2. Определение показателя эффективности гашения лигносульфонатной пены реагентом-пеногасителем Испытания проводились с использованием реагентадефлоккулянта DESCO CF (аналогичного по свойствам), вызывающего сильное пенообразование в водной среде в концентрации 3% масс. при перемешивании на высоких скоростях сдвига в течение нескольких минут (рис. 5). Пенообразующая способность определялась замером объема вспененной жидкости, помещенной сразу же после перемешивания в градуированный цилиндр. Пеногасящая способность определялась замером объ-

101 Эффективность пеногасителя, %

0,1% Неонол + 0,1% ПМС 90%

3% DESCO CF 0,05% смеси ППГ и ПМС

Рис. 5. Сравнительный анализ пеногасящей способности различных пеногасителей в водном растворе лигносульфоната

100 99 98

ема остаточной вспененной жидкости после добавления 0,05% об. пеногасителя. Показатель эффективности пеногашения (ПЭ), %: (1)

где V1 – объем вспененной жидкости, см3, V2 – объем жидкости с добавлением пеногасителя, см3, V воды – истинный объем жидкости, см3. Достоинство данного экспресс-метода заключается в возможности быстро оценить мгновенную эффективность реагентов-пеногасителей в среде водного раствора лигносульфонатов, степень пенообразования которых достигает 100%. Данный метод не требует использования специального оборудования, как это происходит при барботировании, в опыте используются только градуированный цилиндр и лабораторный миксер.

3. Определение пенообразующей способности водного раствора сильно пенящего ПАВ с добавлением пеногасителя Испытания проводились с использованием сильно пенящего ПАВ марки «Неонол», вызывающего пенообразование в концентрации 0,1% об. в водной среде (рис. 6). Пенообразующая способность определялась замером объема вспененной жидкости с добавлением 0,1% об. пеногасителя, помещенной сразу после перемешивания на высоких скоростях сдвига в течение нескольких минут в градуированный цилиндр. Степень пенообразования (СП), %:

97

(2)

96 95

40

0,1% Неонол + 0,1% ПМС 20%

эмульсия силиконового 90% ПМС (0,15%) масла с добавлением ПАВ (0,1%)

смесь ППГ и ПМС (0,2%)

20% ПМС (0,05%)

50% ПМС (0,2%)

Рис. 7. Сравнение максимальной пеногасящей способности различных пеногасителей без интенсивного перемешивания

где V1 – истинный объем жидкости, см3, V2 – объем жидкости с добавлением пеногасителя, см3. Данный метод можно отнести к экспресс-методам. Его достоинством, как и предыдущего, являются быстрота, легкость применения, а также высокая сходимость результатов анализа. БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

4. Определение пеногасящей способности реагента-пеногасителя по изменению плотности бурового раствора Сущность метода заключается в измерении плотности бурового раствора, принудительно вспененного, и сравнении ее с плотностью раствора с добавлением различных концентраций реагента-пеногасителя. Данный метод можно отнести к основным, так как с его помощью оценивается способность пеногасителя эффективно работать непосредственно в буровом раст­ воре в различных концентрациях от 0,05% до 0,2% об. в условиях интенсивного перемешивания (миксер) и перемешивания при низких скоростях сдвига (лабораторная мешалка). При перемешивании бурового раствора на миксере с большими скоростями сдвига моделируются условия перемешивания бурового раствора шламовым центробежным насосом (ШН), которое является одной из причин вспенивания промывочной жидкости в процессе бурения скважины. При приготовлении базового полимерного бентонитового раствора в качестве твердой фазы выбран глинопорошок марки «ПБН» (аналогичный по свойствам). Пенообразователем выступает сильно пенящая смазочная добавка на основе таллового масла в концентрации 1% об. Остальные компоненты бурового раствора соответствуют техническим требованиям стандарта ISO 13500:2006/API 13A. Рассмотрим пошагово процесс анализа. Раствор готовят под лабораторной мешалкой при скорости 1200 – 1500 об/мин, затем выдерживают при нормальных условиях 16 – 20 ч в закрытой емкости. Истинная плотность бурового раствора (ρ1) измерялась пикнометрическим методом.

400 мл базового раствора перемешивают с высокими скоростями сдвига на миксере в течение 20 мин. Сразу после перемешивания раствор помещают под мешалку на 10 мин. Затем замеряют плотность нижней части раствора (ρ2) (50 – 100 мл оставшихся в стакане). Далее раствор снова помещают под миксер и осуществляют перемешивание в течение 20 мин. Затем раствор переносят под мешалку, вводят пеногаситель в заданной концентрации, осуществляют перемешивание со скоростью 1000 – 1500 об/мин. в течение 10 мин. После перемешивания замеряют плотность нижней части раствора (ρ3). Раствор помещают под миксер, перемешивают 20 мин. Затем помещают под мешалку на 10 мин. После этого замеряют плотность нижней части раствора (ρ4).

100 Эффективность пеногасителя, %

на правах рекламы

технологии

95 90 85 80 75 эмульсия силиконового масла с добавлением ПАВ (0,2%)

90% ПМС (0,2%)

смесь ППГ и ПМС (0,2%)

20% ПМС (0,05%)

50% ПМС (0,2%)

Рис. 8. Сравнение максимальной пеногасящей способности различных пеногасителей после интенсивного перемешивания

Эффективность работы пеногасителя без интенсивного перемешивания (Э1), %: (3) Эффективность работы пеногасителя после интенсивного перемешивания (Э2), %: (4) В условиях перемешивания при низких скоростях сдвига все пеногасители обладают высоким показателем пеногашения – свыше 95%, наиболее эффективным из них является образец смеси ППГ и ПМС (рис. 7). Наиболее эффективными для использования в буровых растворах при интенсивном перемешивании являются образцы, имеющие в составе от 20% до 90% ПМС (рис. 8). Пеногасители, представляющие собой силиконовые эмульсии с различным процентным соотношением, рекомендуется использовать в буровых полимерных растворах в условиях интенсивного перемешивания в максимальных концентрациях (до 0,2%). Все тестируемые силиконовые пеногасители являются легковводимыми и оказывают мгновенный гасящий эффект на пену, образованную как лигносульфонатами, так и сильно пенящими ПАВ. Наиболее широкой областью применения в буровых растворах выявлены силиконовые пеногасители, состоящие более чем на 50% из ПМС. Выводы Комплексное использование всех методик оценки эффективности пеногасителей в лабораториях буровых растворов поможет при выборе наиболее эффективного из них в совокупности. Каждая из приведенных методик в отдельности наглядно показывает работу и оценивает эффективность и возможность применения реагента-пеногасителя каждого типа для конкретных условий его применения. Литература 1. Малинкина М.Ю. Пеногасители. ЗАО «Евро Колор», 2007.

Ключевые слова: ООО «Буринтех», буровые растворы, пеногасители, пенообразующие реагенты, методики оценки эффективности БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

41

технологии

А.А. Земляной, ассистент, аспирант М.В. Листак, ассистент В.А. Долгушин, ассистент, аспирант кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» Д.А. Шаталов, доцент кафедра «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» Г.П. Зозуля, д.т.н., профессор кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» В.Н. Ильиных, ассистент, аспирант кафедра «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ)

Статья посвящена возможностям и перспективам использования колтюбинговых установок для решения одной из основных задач нефтегазо­ добывающих предприятий – ограничению водопритока в скважины.

42

USING OF COILED-TUBING TECHNOLOGIES TO SOLVE PROBLEM TASKS OF OIL-GAS-PRODUCTION VENTURES A. Zemlyanoy, M. Listak, V. Dolgushin, D. Shatalov, G. Zozulya, V. Ilyinykh, Tyumen’ State oil and gas university (TyumGNGU) The article is dedicated to possibility to use coiled-tubing units to limit water influx to wells.

Key words: technologies of coiled tubing, hydraulic fracturing of layer, hydro-sand-blasting perforation, horizontal wells, repair-insulation works

С

егодня колтюбинговые технологии переживают период бурного развития. К широкому пакету предоставляемых услуг добавляются новые технологии по бурению, заканчиванию и освоению скважин. Основное преимущество, которое позволяет колтюбингу занимать все большую долю нефтегазосервисного рынка, – это его адаптивность и возможность использования в сложных условиях, когда применение традиционных технологий малоэффективно. Например, на скважинах с длиной горизонтального участка более 1000 м достаточно сложно другими средствами, кроме непрерывных труб (НТ), доставить геофизические приборы в исследуемый интервал, потому как приборы на жестком геофизическом кабеле не проходят в скважину [1]. Представленная на рис. 1 статистика [2] показывает, что до 2010 г. шел устойчивый рост числа используемых колтюбинговых установок в мире, а некоторое снижение данного показателя в последние два года связано с усложнением условий работы, такими, как например, труднодоступность ряда месторождений. Одним из решений данной проблемы является разработка модульных агрегатов, которые будут транспортироваться блоками к месту проведения работ с помощью вертолетов, морской и другой мобильной техники и собираться непосредственно на скважине. Такой вариант установки будет дороже, чем стандартный, но при этом существенно увеличится общая эффективность работ за счет снижения эксплуатационных затрат.

Лидером в области колтюбинговых технологий является компания Schlum­ber­ger, в парке которой имеются 299 работающих установок – это 16,5% от их общего количества в мире. В 2012 г. на территории Российской Федерации работали 226 колтюбинговых установок, из которых около 60% принадлежат российским компаниям. Но при этом на долю россиян пришлась едва ли половина выполненных в этом сегменте рынка работ [2]. Можно констатировать, что отечественный неф­ тесервис представляется неконкурентоспособным по сравнению с зарубежными компаниями, осваивающими новые технологии и вкладывающими серьезные средства в научное сопровождение своих разработок. Применение колтюбинговых технологий весьма актуально при освоении шельфа арктических морей, прежде всего в условиях суровой ледовой обстановки. При быстро меняющихся метеорологических условиях большую роль играют такие важные качества установок НТ, как скорость спуско-подъемных операций (СПО), высокая степень автоматизации технологических процессов и возможность работы под давлением, что делает их незаменимыми для повышения уровня безопасности работ и производительности буровой установки. Однако при освоении месторождений в акватории Северного Ледовитого океана, даже с наличием таких установок, разведку и бурение скважин можно осуществлять только в короткие навигационные периоды. Поэтому целесообразно БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 622.24.05: 622.276.7

Применение колтюбинговых технологий для решения проблемных задач нефтегазодобывающих предприятий

технологии

перенимать опыт предприятий оборонной промышленности, которые имеют хорошо отработанные технологии по производству атомных подводных лодок, способных непрерывно находиться под водой в течение нескольких месяцев, с целью создания подводных буровых аппаратов, в том числе с применением гибких труб [3]. Колтюбинговые технологии сегодня неизбежно становятся комплексными, т. е. сочетающими в себе максимальное количество наиболее эффективных видов работ [4]. Традиционные технологии бурения вертикальных скважин и последующий гидравлический разрыв пласта (ГРП) не обеспечивают достижения высокого показателя коэффициента извлечения углеводородов и допустимой рентабельной эксплуатации нефтяных и газовых скважин. При отсутствии прочных глинистых пропластков происходит неконтролируемый рост трещин, что приводит к высокой начальной обводненности продукции [5]. С помощью гидропескоструйной перфорации (ГПП), проводимой перед основным ГРП, можно задавать направление и контролировать развитие трещин разрыва. Кроме того, подобные операции можно производить и в горизонтальном участке скважины большой протяженности. Резка колонны и последующее образование каверн в призабойной зоне производится при подаче в перфоратор смеси кварцевого песка (проппант концентрации 50 – 100 кг/м3) и воды с расходом 0,2 м3/мин на одно сопло. Формирование перфорационного отверстия в колонне происходит в течение 15 мин с момента выхода на рабочий режим подачи смеси воды и песка. При высокой приемистости пласта во избежание быстрого поглощения воды резку колонны необходимо проводить с ис-

2000 1800

1616 1657

1600 1400 1200 1000 800

1039 1049

1097

1183

1323

1851 1770 1811

1454

761 807 841

600 400 200 0

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Канада

США

Азия

Европа и Африка

Латинская Америка

Россия и СНГ

Рис. 1. Количество используемых колтюбинговых установок в мире (1999 – 2012 гг.)

пользованием геля. Опыт проведения ГРП за рубежом показывает, что устранение осложнений, связанных с транспортировкой геля с проппантом по перфорационным каналам, достигается путем использования проппантов, максимальный размер зерен которых в 8 – 10 раз меньше диаметра отверстия. Наиболее интенсивное развитие каверн происходит в течение 5 мин с момента прорезки колонны, в последующем скорость изменения размеров полости резко уменьшается. В связи с чем рекомендуется ограничивать продолжительность режима образования каверн до 5 мин [6]. Преимущество данной технологии еще и в том, что весь процесс (ГПП+ГРП) осуществляется за одну спуско-подъемную операцию НТ. Основной ГРП производится по кольцевому пространству между НКТ и НТ, а после его завершения остатки проппанта

43 БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

технологии

44

вымываются прямой циркуляцией. Подобным образом при использовании в компоновке НТ вместе с перфоратором мостовой пробки многократного действия можно осуществлять многостадийный ГРП [5], при этом по мере продвижения перфоратора вверх – от самого нижнего горизонта до верхнего – нижние, уже перфорированные интервалы будут надежно изолированы, что особенно актуально в горизонтальных скважинах. Очень важным моментом при производстве работ через НТ является правильный выбор режима прокачивания технологических жидкостей, обусловленный малым диаметром и большой протяженностью труб. Высокая турбулизация потока и большие скорости сдвига предопределяют необходимость регулирования реологических свойств жидкости, которая, в конечном счете, определяет успешность работ. Кроме того, в горизонтальных участках скважин режим прокачки должен выбираться с учетом высокой вероятности выпадения проппанта. Возможность перемещения НТ во время закачки позволяет бороться с дюнообразованием и избегать прихвата инструмента. Основная задача, которую решают сегодня нефтедобывающие предприятия на зрелых месторождениях Западной Сибири, – это даже не рост, а сохранение уровня базовой добычи нефти. Для этого выбрано несколько стратегических направлений, основное из которых – ограничение водопритока с помощью специальных технологий. Одним из таких направлений является проведение так называемых экраноустанавливающих ГРП. Технология заключается в создании в продуктивном пласте трещин, проходящих как по нефтенасыщенным, так и по водоносным пропласткам с последующим заполнением части пространства трещин, находящихся за пределами нефтенасыщенного пласта, изолирующим материалом, а в пределах нефтеносного пласта – проппантом [6]. Для проведения подобных работ авторами статьи предложен селективный состав, содержащий гидрофобные кремнийорганические жидкости и гидрофобизирующие добавки. Данная композиция обеспечивает селективную изоляцию воды и при этом способна пропускать через себя углеводороды в коллекторах любой проницаемости и, кроме того, может использоваться в широком интервале пластовых температур (0-200 0С) независимо от степени минерализации пластовых вод. Весьма актуальной задачей в современных условиях является проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) в горизонтальных скважинах (ГС). Для таких условий разработан способ проведения РИР в ГС с помощью НТ [7], который реализуется в два этапа: первый – установка блокирующего экрана по всей длине вскрытого продуктивного горизонта, второй – закачивание изолирующего состава. В качестве блокирующего экрана при реализации данной технологии возможно применять гидрофобную кремнийорганическую жидкость, а в качестве изолирующего состава этилсиликат в оптимальной концентрации. Данный способ сможет найти применение для селективной изоляции ГС, не имеющих жестких ограничений по фиксации границ интервала изоляции пласта. Необходимость работы с колтюбингом доказывается наличием негерметичности в горизонтальном стволе, ликвидация которой возможна только с

помощью НТ. Проблемы диагностики технического состояния горизонтального ствола скважин можно показать на примере проведения изоляционных работ на Самотлорском месторождении. Так, на скважине №16341 с горизонтальным участком длиной 220 м была выявлена негерметичность в вертикальном участке ствола, но основной приток воды в скважину происходил как раз из продуктивного интервала, однако применяемые на месторождении технологии не позволили провести качественные исследования. С целью прогнозирования и определения места негерметичности эксплуатационной колонны авторами статьи предложен «Метод экспертной оценки», изложенный в технологической инструкции по оценке технологического состояния эксплуатационных колонн скважин и их защите от коррозии на Самотлорском месторождении. Вместе с тем успех новой технологии и ее применение в промышленности нельзя рассматривать без учета квалификации людей, вовлеченных в процесс исследования и разработки. Необходимо ставить и решать задачи создания обучающих центров по колтюбингу, прежде всего ближе к основному нефтегазовому производству, то есть в Западной Сибири. Такие центры необходимо оснастить современными тренажерами по КРС с соответствующим программным обеспечением, что возможно только усилиями всех заинтересованных компаний и организаций, включая зарубежные фирмы, стремящиеся попасть на российский нефтегазовый рынок [8]. Литература 1. Новичков А.В. Будут развиваться зарезка боковых стволов и геофизика с ГНКТ // Coiledtubingtimes. 2012. №41. С. 70 – 77.

2. LesTomlin. ICoTA Worldwide Coiled Tubing Unit Count – 2012 / Intervention & Coiled Tubing Association // URL: http://www.icota.com/ctrigcount.htm 3. Земляной А.А. Возможности и перспективы колтюбинга в нефтегазовом сервисе России / А.А. Земляной, Г.П. Зозуля, В.А. Долгушин, Д.А. Шаталов и др. // Coiled­ tubingtimes. 2012. №40. С. 12 – 20.

4. Зозуля Г.П. Колтюбинговые технологии сегодня становятся комплексными // Coiledtubingtimes. 2009. №28. С. 11 – 13.

5. Нагорняк Ю. Многостадийный ГРП при помощи технологии гибкой трубы // Coiledtubingtimes. 2012. №41. С.92-97.

6. Технологический регламент на производство работ по гидроразрыву пласта на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Сургут-Тюмень. 2006. 57 с.

7. Бурдин К.В. Разработка и исследование технологий изоляции заколонных перетоков в горизонтальных скважинах с применением гибких труб: дис. канд. тех. наук. Тюмень, 2003. 156 с.

8. Зозуля Г.П. Развитие технологий гибких труб в России // Coiledtubingtimes. 2007. № 22.

Ключевые слова: колтюбинговые технологии, гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, горизонтальные скважины, ремонтно-изоляционные работы БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

инструмент и оборудование

Hob-bit: начало пути УДК 622.24.051.64: 622.24.084.3

«Бурсервис» выводит на рынок уникальную конструкцию пятилопастных долот малого диаметра Hob-bit: way beginning

«Burservice» introduces to market unique design of five-blade bits of small diameter A. SULEYMANOV, A. PSHENICHNYY, «Burservice» SPE» JSC The Company presents new design of five-blade bits under marketing name Hob-bit.

Key words: «Burservice» SPE» JSC, wells completed by riser, offshoots, bits of hob-bit series, four-blade bits, five-blade bits, six-blade bits, J.R.R. Tolkien «The Hobbit, or There and back again» А.А. СУЛЕЙМАНОВ, директор по маркетингу и развитию ОАО НПП «Бурсервис» market@burservice.ru

А.А. ПШЕНИЧНЫЙ, заместитель начальника отдела маркетинга по рекламе

В

продуктовом портфеле каждого производителя породоразрушающего инструмента особенное место занимает линейка долот малого диаметра. Их важность обусловлена постоянным увеличением числа скважин, заканчиваемых хвостовиками, и значительным объемом бурения боковых стволов. При этом предлагаемые долота должны показывать высокую механическую скорость и обеспечивать соответствие траектории скважины проектным показателям. Опираясь на практику, можно добавить еще один показатель – универсальность. Как правило, траектории хвостовиков и боковых стволов можно разделить на три основные группы: S-образные, J-образные и J-образные с продолжительным горизонтальным интервалом (рис. 1). При бурении первого из профилей основным критерием эффективности является высокая механическая скорость, для

третьего – высокая управляемость, позволяющая обеспечить проектную траекторию. А вот для второго профиля требуется удачное сочетание скорости бурения и управления траекторией, то есть та самая универсальность, которая упоминалась выше. Есть еще один важный аргумент в пользу наличия на буровой именно универсального долота. Все чаще, в силу различных обстоятельств, окончательные проектные данные на скважину предоставляются заказчиком в последний момент, порой за сутки или двое до начала работ. При существующем тотальном снижении расценок держать на каждом объекте в постоянной боевой готовности по три долота нескольких типоразмеров для сервисных компаний становится накладно. Сегодня, как правило, выбор делается между четырех- и шестилопастными

ОАО НПП «Бурсервис»

Компания «Бурсервис» презентует новую конструкцию пятилопастных долот малого диаметра под маркетинговым именем hob-bit.

S-образные

46

J-образные

J-образные с продолжительным горизонтальным интервалом

Рис. 1. Траектории хвостовиков и боковых стволов

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

инструмент и оборудование

Vмех, м/ч

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

высокая низкая

Мех скорость

конструкциями долот. Особенно четко это прослеживается на проектах с раздельным сервисом, когда заказчик активно использует возможность давать рекомендации по применению того или Четырех иного долота в зависимости от профиля лопастные скважины. Выбор основывается на большом практическом опыте, который схематично представлен на рис. 2. Шести лопастные Четырехлопастные долота дают возможность бурить с более высокой механической скоростью, но уступают шестилопастным по управляемости, особенно при проводке значительных горизоннизкая высокая тальных участков. Любые попытки моУправляемость дифицировать имеющиеся конструкции четырех- и шестилопастных долот приводят к падению скоростных показатеРис. 2. Зависимости качественных показателей от конструктивных особенностей долот малого диаметра лей у первых типов конструкций и управляемости у вторых. В середине 2012 г. департаментом накуст 96 скв. 4200 12 учно-конструкторских разработок «Буркуст 148 скв. 2402 сервиса» было создано пятилопастное V ср = 7,67 м/ч 10 куст 101 скв. 104 долото диаметром 123,8 мм, которое должно было обеспечить одновременно 8 и высокую механическую скорость, и 6 достойную управляемость. После успешной апробации в рамках сервисных 4 проектов было решено дать новой лиV ср = 6,13 м/ч V ср = 5,63 м/ч 2 нейке долот название «hob-bit» (h.o.b. – high offshoot benefit, bit – долото, что 0 вместе подразумевает «долото для вы2000 2200 2400 2600 2800 3000 3200 3400 сокоэффективного бурения боковых стволов»). Однако для подтверждения Глубина интервала бурения по стволу, мм высоких качественных показателей треРис. 3. Показатели механической скорости BS-123,8 SD 513-001 бовалась оценка специалистов независимой сервисной компании. В конце минувшего года согласие на проведение апробации доЗаканчивается разработка модификации долота лота BS-123,8 SD 513-001 в условиях Приобской для применения в карбонатных разрезах Урало-Погруппы месторождений было получено от компании волжского региона. Кроме того, в линейке долот hob«IDS-Drilling». Показатели, зафиксированные в реbit будут долота, адаптированные для применения с зультате бурения трех различных интервалов, привероторными управляемыми системами – РУСами. дены на рис. 3. Единственным сдерживающим фактором широкого Несмотря на различные профили боковых стволов, внедрения предлагаемой линейки долот может стать типы применяемых забойных двигателей и характездоровый (или нездоровый – кто как считает) консерристики бурового раствора, механическая скорость на ватизм буровиков. Как уже говорилось, долота hob-bit всех объектах превысила минимальный показатель, являются пятилопастными. К сожалению, несмотря установленный заказчиком, – 5,5 м/ч. на успешное применение пятилопастных долот диаПо своим значениям скорость бурения соответсметром 393,7 мм и 295,3 мм, для бурения нижних интвует средним показателям четырехлопастных долот тервалов заказчик весьма неохотно согласует примев этом регионе, а управляемость долота не отличанение пятилопастных долот диаметром 220,7 мм и ется от управляемости шестилопастных конструкций.

215,9 мм. В практике же бурения хвостовиков и бокоСтойкость долота и элементов вооружения оказалась вых стволов долота малого диаметра российского также на высоком уровне (рис. 4). производства вообще большая редкость! Тем не меВ ходе бурения трех боковых стволов никаких оснее мы верим, что хорошие партнерские отношения с ложнений ствола скважины не зафиксировано. Таким технологическими службами заказчиков и наша совобразом, есть все основания считать успешным перместная работа по повышению эффективности работ вый этап внедрения новой разработки. позволят реализовать намеченную программу в полМы уверены, что в первой половине текущего года ном объеме. удастся провести апробацию долот серии hob-bit диаВ заключение хочется сказать несколько слов о том, метром от 123,8 до 155,6 мм при бурении хвостовиков почему название новой линейки долот «Бурсервиса» – на скважинах в Ноябрьском регионе. В это же время в hob-bit напоминает об известном произведении РональНефтеюганском регионе продолжится отработка дода Руэла Толкиена «Хоббит, или Туда и обратно». Имя 47 лот hob-bit, но уже диаметром 126 мм. появилось конечно же не случайно. Во-первых, аспект

инструмент и оборудование

Код износа: 0-0-NO-A-x-In-RR-TD Рис. 4. Состояние долота BS-123,8 SD 513-001 после отработки на трех скважинах (общая проходка 2323 м)

маркетинговый – в этом году планируется премьерный показ аж трех фильмов, снятых по мотивам этой книги (первый уже вышел на экраны в начале года). Во-вторых, по сравнению с другими пятилопастными крупногабаритными конструкциями долото BS-123,8 SD 513-001 действительно выглядит «полуросликом», Е.Г. ШТРОМБЕРГ, главный технолог обособленного подразделения ООО «Интеллект Дриллинг Сервисиз» в г. Нефтеюганске

48

как часто называют хоббитов окружающие. В-третьих, несмотря на скромный размер, значимость результата, показанного долотом малого диаметра, в общем цикле строительства скважины ничуть не уступает, а порой и превосходит значимость долот большего диаметра.

ОАО НПП «Бурсервис» было предоставлено пятилопастное долото BS-123,8 SD 513-001 для определения эффективности применения на Приобской группе месторождений. Производителем были гарантированы: минимальная проходка 1500 м и обеспечение механической скорости не ниже планового показателя 5,5 м/ч. В период с декабря 2012 г. по февраль 2013 г. указанным долотом было пробурено три боковых наклонно-направленных ствола при различных технологических условиях проводки скважин с различными типами ВЗД. Результаты апробации долота подтвердили их полное соответствие заявленным характеристикам. После проводки трех интервалов суммарной протяженностью 2302 м долото осталось в рабочем состоянии с незначительными признаками износа вооружения. Долото обеспечило проводку стволов в соответствии с заданной траекторией, показав хорошую управляемость. Высокая механическая скорость достигнута как в интервалах направленного бурения, так и при бурении интервалов турбинно-роторным способом. При отработке долота не зафиксировано непроизводительного времени, связанного с осложнением ствола скважины. По нашей оценке, представленное долото BS-123,8 SD 513-001 соответствует всем технико-технологическим требованиям и может успешно применяться на Приобской группе месторождений.

№ скв.

Интервал бурения, м

Проходка, м

Время бурения, ч

Мех. скорость, м/ч

2402 4200 104

2130 – 2809 2311 – 3301 2468 – 3101

679 990 633

120,5 129 103

5,63 7,67 6,14

Как видите, мы нашли достаточно причин, чтобы принять смелое креативное решение – «hob-bit». И пусть оно напоминает об известном произведении, ведь главный герой – личность вполне положительная. «Жил-был в норе под землей хоббит. Не в какой-то там мерзкой грязной сырой норе, где со всех сторон торчат хвосты червей и противно пахнет плесенью, но и не в сухой песчаной голой норе, где не на что сесть и

Удельный вес раствора 1,10 – 1,25 1,10 – 1,22 1,10 – 1,35

Тип ВЗД ДРП-106 ДРУ-98PС ДРУ-98РС

нечего съесть. Нет, нора была хоббичья, а значит – благоустроенная» (Р.Р.Толкиен. «Хоббит, или Туда и обратно», 1937 г.).

Ключевые слова: ОАО «НПП «Бурсервис»; скважины, заканчиваемые хвостовиками; боковые стволы; долота серии hob-bit; четырехлопастные долота; пятилопастные долота; шестилопастные долота; Р.Р. Толкиен, «Хоббит, или Туда и обратно»

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

инструмент и оборудование

Попутный газ. Добро или зло?

A. Plotnikov, V. CHUTKOV, «Sinergy» Co Ltd., Perm’ territory Pump-booster rigs of «Sinergy» Co Ltd. help to increase oil recovery level from bowels and considerably increase profitableness of fields.

Key words: associated gas, utilization, increasing of oil yield of fields, profitableness of production, pump-booster rigs, SIN pumps А.В. Плотников, начальник конструкторского бюро ООО «Завод «Синергия», Пермский край

В.М. ЧУТКОВ, ведущий конструктор по насосно-бустерным установкам ООО «Завод «Синергия», Пермский край

50

Нагнетание в нефтеносные пласты попутных углеводородных газов под высоким давлением с помощью насоснобустерных установок пермского ООО «Завод «Синергия» увеличивает степень извлечения нефти из недр и значительно повышает рентабельность месторождений.

В

сем известно, что в процессе очистки нефти на существующих месторождениях выделяются легкие формы углеводородов – попутный газ. Транспортировать или перерабатывать попутный газ в большинстве случаев нерентабельно или невозможно. Чтобы утилизировать попутный газ, приходиться его сжигать, ухудшая и без того сложную экологическую обстановку. Тем не менее существует способ использования попутных газов для повышения нефтеотдачи месторождений путем нагнетания в пласты газожидкостных смесей. Процессы повышения степени извлечения нефти из недр путем нагнетания в пласты попутных углеводородных газов под высоким давлением впервые в нашей стране были применены на месторождении «Озек-Суат» в Ставропольском крае еще в 1966 г.. Сначала в опытно-промышленных, а затем в промышленных масштабах там производилось вытеснение нефти попутным газом, сжатым до 30 – 32 МПа. Нефтеотдача месторождения «Озек-Суат» за 20 лет разработки новым методом превысила 80% начальных балансовых запасов нефти, дополнительная добыча нефти составила около 1 млн тонн. Практически весь попутный газ был возвращен в залежь. Действие газожидкостных смесей при их закачке в нефтеносный пласт выражается в следующем: – происходит растворение попутного газа в нефти, в результате чего снижается ее вязкость и упрощается продвижение ее к поверхности; – происходит растворение и удаление из поровых пространств нефтеносной породы

тяжелых углеводородов, при этом улучшается эффективная проницаемость пласта; – предотвращаются промывы в нефтяных пластах и, как следствие, преждевременное обводнение месторождения. Как показал опыт, использование попутного газа в газожидкостных смесях позволяет добывать нефть на месторождениях, находящихся на поздней и завершающей стадии разработки, то есть дает возможность более полно использовать потенциал месторождения и при этом отказаться от сжигания попутного газа, значительно повысив рентабельность нефтяных месторождений. Также данный способ позволяет добывать трудноизвлекаемую «битумную» нефть с высокой вязкостью. Применение сжатых попутных газов для добычи нефти из заводненных пластов не имеет в настоящее время альтернативы и способно значительно продлить их активную жизнь. Тем не менее, несмотря на все достоинства, до недавнего времени этот метод не получил широкого распространения из-за отсутствия надежной недорогой и долговечной техники, способной закачивать в пласт под давлением газожидкостные смеси. Применявшиеся ранее для этих целей компрессорные станции были дороги, недолговечны и быстро выходили из строя. Опыт использования насосно-бустерных установок для нагнетания газожидкостных смесей на базе поршневых насосов (типа 9Т) и плунжерных насосов (типа 14ТБК) предприятий ЗАО «РАНКО» и ООО «Борец» не дал положительных результатов из-за малого ресурса вышеуказанных насосов, предназначенных для кратковременных работ. БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 622.276.054: 665.612.2

ASSOCIATED GAS: GOOD OR EVIL?

инструмент и оборудование

два цепных редуктора 2004 г. выпуска

Фото 1. Насосно-бустерная установка СИН50.04.07

Зная эту проблему, завод «Синергия», имеющий большой опыт создания насосов для установок поддержания пластопланетарные редукторы вого давления (ППД), которые работают 2005 г. выпуска годами в непрерывном режиме, предложил использовать для насосно-бустерных установок свои новейшие разработки – насосы СИН61 и СИН46, обладающие большим ресурсом работы. Впервые наш завод изготовил и запустил в 2004 г. на месторождении «Кадырово» (Республика Башкортостан) две насосно-бустерные установки для предприятия НГДУ «Чекмагушнефть» ОАО «Башнефть» (фото 1). Фото 2. Насосно-бустерная установка СИН50.06.04 Это установки непрерывного режима работы, одна из них проработала на месторождении без капитального реТехнические характеристики установки СИН50.06.04 монта более 20 000 моточасов и дейс- мощность электродвигателя, кВт 315 твует и до сих пор. трехплунжерный В процессе эксплуатации установок бустерный насос СИН61БМ были проведены некоторые доработки диаметр плунжера, мм 125 конструкции, направленные на повы- максимальная производительность – в насосном режиме (по воде), м3/час (м3/сутки) 75 (1800) шение ресурса и работоспособности, в частности: цепные редуктора были – в бустерном режиме 190 (4550) (по газу с давлением на входе Рг=3 атм.), нм3/час (м3/сутки) сначала заменены на двухступенчатый цилиндрический редуктор, кото– в бустерном режиме 410 (9900) (по газу с давлением на входе Рг=8 атм.), нм3/час (м3/сутки) рый затем был заменен на навесной 0-95 планетарный редуктор, более долго- содержание газа в газожидкостной смеси, % максимальное давление в напорной магистрали, МПа 13,0 вечный и не требующий ремонта в те4700х2500х1950 чение длительного срока эксплуатации. габаритные размеры установки, мм масса установки, кг 9800 При этом были снижены габаритные размеры и вес установки. В таком модернизированНадежность насоса СИН61Б такова, что при праном варианте (фото 2) насосно-бустерная установка вильной эксплуатации он не требует ремонта в течение с насосом СИН61, асинхронным электродвигателем всего срока эксплуатации, а ремонт его значительно мощностью 315 кВт была изготовлена по заказу ЗАО проще и дешевле, чем у традиционных насосов с под«Алойл» (Татарстан) в 2005 г. С тех пор эта установка шипниками качения. Но этот насос, имеющий мощный устойчиво работает на Алексеевском месторожделитой корпус, коленвал с подшипниками скольжения, нии, не имея серьезных нареканий со стороны экстребует и более квалифицированного и своевременплуатантов. ного обслуживания. Сердцем насосно-бустерных установок является Учитывая, что в попутных газах содержится больтрехплунжерный насос СИН61Б, хорошо себя зарекошое количество сероводорода, основные детали гидмендовавший в работе на установках для ППД и в роузла и бустерные камеры изготовлены из нержавебурении, предназначенный для круглосуточной рабоющих сталей и полимерных материалов, стойких к ты в течение длительного времени. действию сероводорода. БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

51

инструмент и оборудование

Фото 3. Насосно-бустерная установка СИН50.06.04 с планетарным редуктором 2011 г. выпуска

также все увеличивающиеся штрафы за нарушение экологии требуют от нефтяных компаний эффективных действий по использованию того или иного метода утилизации или переработки попутных газов. Предлагаемый метод закачки газа в пласт прост, экономичен и не требует больших финансовых затрат. Таким образом, наличие надежного, долговечного оборудования для закачки попутных газов в пласт, изготавливаемого и апробированного заводом «Синергия» на ряде месторождений нефти и газа, позволяет решить проблему утилизации. Пермский завод «Синергия» готов выпускать это высокотехнологическое оборудование серийно, помогая сохранять нефтяные месторождения от обводнения и падения нефтеотдачи, не нанося при этом вреда окружающей среде.

Технические характеристики установки СИН50.06.04 2011 г.в. мощность электродвигателя, кВт 110 бустерный насос трехплунжерный СИН46Б диаметр плунжера, мм 65 максимальная производительность – в насосном режиме (по воде), м3/час (м3/сутки) 22,4 (537) – в бустерном режиме 58,9 (1110) (по газу избыточное давление на входе Рг=0,3 атм.), нм3/ч (м3/сутки) – в бустерном режиме 128 (3070) (по газу избыточное давление на входе Рг=0,8 атм.), нм3/ч (м3/сутки) содержание газа в газожидкостной смеси, % 0-95 максимальное давление в напорной магистрали, МПа 13,0 габаритные размеры установки, мм 3000х2100х1350 масса установки (без блока управления), кг 3350

52

Насосно-бустерные установки могут эксплуатироваться в двух режимах: • насосном, когда насос забирает промысловую жидкость от внешнего источника и нагнетает ее к объекту потребления; • бустерном, когда насос забирает промысловый газ и промысловую жидкость от внешних источников, нагнетает готовую газожидкостную смесь к объекту потребления. Еще одна насосно-бустерная установка меньшей производительности была изготовлена в 2011 г. по заказу ООО «Меллянефть» (Татарстан). Она укомплектована трехплунжерным насосом СИН46Б с навесным планетарным редуктором и асинхронным электродвигателем мощностью 110 кВт (фото 3). Насос СИН46Б по конструкции аналогичен насосу СИН61БМ. Все изготовленные установки укомплектованы частотными преобразователями переменного тока, позволяющими плавно регулировать частоту вращения вала силового электродвигателя, а значит, и плавно менять ее производительность. Частотные преобразователи располагаются отдельно от насосной установки и находятся в теплоизолированных укрытиях. Принимаемые в настоящее время Правительством РФ меры по исключению с 2014 г. сжигания попутного газа в факелах на действующих месторождениях, а

ООО «Завод «Синергия» 614056, г. Пермь, ул. Гашкова, 21а Тел.: (342) 267-07-23, 267-22-80, факс: (342) 267-32-21, 267-02-14 E-mail:sinergia@sinergia.ru www.sinergia.ru

Ключевые слова: попутный газ, утилизация, повышение нефтеотдачи месторождений, рентабельность добычи, насосно-бустерные установки, насосы СИН БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 622.24.053.8

инструмент и оборудование

Восстановительная наплавка замков бурильных труб RESTORATION WELDING ON TOOL JOINTS OF DRILL PIPES V.Glazov, D. Rabotinskiy, A. D’yakov, «Engineer & technological service» SPF CSC The authors depict economically profitable and technologically efficient method of multi-electrode welding on during big repair of drill pipes.

Key words: multi-electrode welding on, sleeve and nipple of drill pipe, automatized complex

В

ысокая стоимость бурильных труб самого распространенного сортамента диаметром 102 – 122 мм определяет актуальность поиска и внедрения новых технологий их капитального ремонта. Как правило, наиболее интенсивному износу подвергаются замковые части бурильной трубы – ниппель и муфта. Критичным фактором износа является уменьшение диаметра замка на 10 – 12% от номинала. Расчеты показывают, что для восстановления геометрии на указанные поверхности необходимо наплавить от 7 до 10 кг металла. Одним из важнейших условий при организации ремонтного производства буровых труб является производительность основного технологического процесса. Трудоемкость наплавки не должна превышать 40 – 45 минут на оба конца трубы. Ранее установлено, что при наплавке больших масс металла на трубы по площадям, равновеликим площадям поверхности изделия, неприемлемы стандартные сварочные приемы. Технологии наплавки по спирали, отдельными валиками, наплавка по образующей цилиндра концентрированными источниками энергии приводят к перегреву трубчатой детали. Наплавка узки-

ми валиками, в т. ч. наплавка в защитных газах, трудоемка и экономически неэффективна. Использование проволок диаметром 3 – 4 мм только ухудшает ситуацию. Концентрированный ввод тепла в сварочную ванну при перечисленных приемах наплавки трубчатых тел вращения на площадь свыше 500 см2 не обеспечивает технического и экономического эффекта. Предложен технологический прием многоэлектродной наплавки, при котором концентрированный источник тепла превращен в распределенный, быстродвижущийся. Электропитание всех электродов осуществляется от одного источника тока. Единый потенциал создает условия для автоматического перехода дугового разряда с одной проволоки на другую. При этом скорость плавления электрода в связи с увеличением плотности тока во время периода горения дуги многократно возрастает. Каждая из электродных проволок формирует собственную ванну жидкого металла на относительно «холодном» участке трубы. Наплавляемый валик длиной, равной амплитуде колебаний, ориентирован не поперек, а вдоль образующей тела вращения. В этих условиях от соотношения геометрических размеров

В.В. Глазов, к.т.н., главный инженер проекта glazov@npfets.ru

Д.Н. Работинский, технический директор ЗАО НПФ «Инженерный и технологический сервис» А.Н. Дьяков, заведующий отделом ООО «НПО Электрик-сварочное оборудование»

Авторы описывают экономически выгодный и технологически эффективный способ широкослойной наплавки замков бурильных труб.

53 БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

инструмент и оборудование

Рис. Наплавка муфты замка бурильной трубы

продольной и поперечной осей эллипса ванны зависит гравитационная составляющая жидких металла и шлака. Регулировками скоростей вращения и продольного перемещения устанавливают режим, при котором электродный жидкий металл формирует единый валик шириной, равной суммарной амплитуде перемещения всех электродов, участвующих в процессе. Оптимизация указанных факторов позволяет увеличить коэффициент наплавки, снизить проплавляющую способность электрической дуги и величину удельной погонной энергии на единицу длины наплавляемого валика.

в PDF файле

В результате исследований установлено, что восстановление трубчатых тел вращения с площадью поверхности более 500 см2 необходимо выполнять наплавкой одновременно двумя, тремя или четырьмя электродами при непрерывном ведении процесса. При этом условии наплавку ниппеля выполняют двумя валиками шириной по 120 мм каждый на площади 1200 мм2, в два слоя, а наплавку муфты замка на площади 1600 см2 – на тех же режимах, но тремя валиками. Ширина каждого валика 110 – 115 мм. Замеры температуры и металлографические исследования показали, что первоначальная твердость резьбы (22 – 27 HRC) не снижается и находится на уровне основных параметров для труб категории «Д». Технология восстановления замковых частей бурильных труб и оборудование для ее реализации защищены несколькими патентами РФ. Автоматизированные комплексы наплавки замков бурильных труб АКНЗБТ2-1200 с 2006 г. эксплуатируются в ОАО «Татнефть». Трудоемкость наплавочного процесса находится на уровне 40 – 45 мин. на оба конца трубы, себестоимость не превышает 10,0 тыс. рублей. Восстановленные трубы прошли испытания на буровых скважинах в ОАО «Бурнефть», в ОАО «Сургутнефтегаз» и ряде других компаний. ЗАО НПФ «Инженерный и технологический сервис» готово поставлять комплектное оборудование для восстановительной наплавки бурильных труб.

Ключевые слова: многоэлектродная наплавка, муфта и ниппель буровой трубы, автоматизированный комплекс

Журнал «Бурение и нефть» – электронная версия

Все как

QR код перейти на сайт

на бумаге

Оплатил,

скачал читай 54

ПЛАНШЕТ

СМАРТФОН

КОМПЬЮТЕР

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

инструмент и оборудование УДК 621.774: 621.791

HARDBANDING на страже работоспособности бурильных труб HARDBANDING WATCHING OVER WORKING CAPACITY OF DRILLING PIPES V. Zharennikov, «Perm’ Co of petroleum machine building Trade House» CSC S. Bryukhov, «Perm’ Co of petroleum machine building» CSC To increase equipment’s working capacity in aggressive media drilling ventures actively introduce hardbanding, i.e. strengthening welding on.

Key words: drilling pipes, efficiency of drilling, hardbanding, wear-resistant alloys

С

овременное бурение нередко характеризуется повышенными нагрузками на бурильные трубы. Это приводит к существенному изнашиванию бурового оборудования. Необходимо искать пути повышения эффективности проводимых работ. Это возможно благодаря применению специального метода износостойкой наплавки – hardbanding, который уже не первый год практикует «Пермская компания нефтяного машиностроения».

Агрессивное бурение Одной из частых причин изнашивания замков бурильных труб в открытом стволе является наличие твердого слоя в агрессивных геологических образованиях. Кроме того, затрудняется процесс бурения растущим числом горизонтальных скважин, а также скважин с большим отходом от вертикали. Именно при таких условиях бурения замки бурильных труб в открытом стволе подвергаются значительному изнашиванию. Бурение в сложных эксплуатационных условиях приводит не просто к потере размера наружного диаметра зам­ ков бурильных труб, а также к износу обсадных труб. Кроме того, регулярное использование бурового оборудования в

экстремальных условиях эксплуатации приводит к его полному разрушению. Для увеличения работоспособности бурового оборудования в агрессивных средах буровые предприятия стали активно внедрять упрочняющую наплавку – hardbanding. Раньше данный метод не так широко применялся в России. Однако в последние годы ситуация поменялась кардинально.

Износостойкие сплавы как панацея Для защиты труб российские буровые компании стали использовать метод hardbanding. Специальные исследования и натурные испытания вкупе с последними технологиями разработки, а также производства порошковых прово-

В.С. Жаренников, генеральный директор ЗАО «Торговый дом «Пермская компания нефтяного машиностроения»

С.Н. Брюхов, инженер-технолог ЗАО «Пермская компания нефтяного машиностроения»

Для увеличения работоспособности оборудования в агрессивных средах буровые предприятия активно внедряют упрочняющую наплавку – hardbanding.

55 БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

инструмент и оборудование

лочных сварочных материалов позволили получить защитные наплавки, полностью удовлетворяющие следующим условиям: • применение в агрессивных средах, • низкий коэффициент изнашивания обсадной трубы, • повышенная стойкость при экстремальных нагрузках, • минимальная зона термического влияния, • стойкость к образованию трещин, • улучшенные характеристики свариваемости, • максимальное увеличение срока службы бурильных труб, • возможность повторного нанесения материала при ремонте, • возможность ремонта в удаленной местности с применением самозащитных проволок. Все эти преимущества в сочетании с грамотным использованием наплавок позволяют конечному потребителю в несколько раз увеличить срок эксплуатации бурильных труб. Это поможет буровым и добывающим компаниям существенно сократить финансовые и временные потери на ремонт или покупку нового оборудования. При этом износостойкая наплавка отвечает всем требованиям по снижению износа обсадных труб. Наплавочные материалы универсальны, что позволяет применять их как при бурении в обсадной трубе, так и в открытом забое. Кроме того, данные технические решения применимы для упрочнения

оборудования, которое применяется при работе в средах с высоким содержанием сероводорода и защиты немагнитных бурильных труб, используемых в телеметрии.

Безопасный выбор Необходимо отметить, что следует тщательно выбирать поставщика наплавочных услуг и сварочных материалов. Используемый наплавочный материал должен быть сертифицирован по NS-1TM для первоначального применения, а также при восстановительном ремонте бурильных труб. Сварочное оборудование, на котором планируется выполнение наплавочных работ, также должно соответствовать уровню премиум-класса. Только при соблюдении всех технологических требований при нанесении защитных сплавов на бурильные трубы возможно будет повысить эффективность буровых работ.

ЗАО «Торговый дом ПКНМ» Россия, 614070, Пермский край, г. Пермь, ул. Техническая, д.5 Тел/факс (342) 265-15-22, 263-11-51 E-mail: ubt.pknm@mail.ru www.pknm.ru

Ключевые слова: бурильная труба, эффективность бурения, hardbanding, упрочняющая наплавка

56 БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

инструмент и оборудование

Совершенствование наружной оснастки обсадных колонн Т.Р. КАТЕЕВ, инженер ООО «Бурение» ведущий инженер технологического отдела

В.Н. ПОЛЯКОВ, д. т. н., профессор, заведующий лабораторией техники и технологий бурения скважин Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Академии наук Республики Башкортостан (АН РБ) И.С. КАТЕЕВ, к.т.н., старший научный сотрудник, директор ООО «Экобур Сервис» ecobur@mail.ru

В.Р. ГИЛЬФАНОВ, инженер, главный технолог технологического управления по бурению газовых и газоконденсатных скважин ООО «Газпром бурение»

Компания «Экобур Сервис» представляет усовершенствованные жесткие центраторы многоцелевого назначения, ограничительные кольца, устройства манжетного цементирования.

T. KATEEV, «Burenie» Co Ltd, «Tatburneft» Managing» Co Ltd, V. POLYAKOV, Institute of oil and gas technologies and new materials of Bashkortostan republic’s Academy of sciences, I. KATEEV, «Ecobur Service» Co Ltd, V. Gil’fanov, «Gazprom burenie» Co Ltd. «Ecobur Service» Co presents sophisticated multi-purpose rigid centralizers, limitation-restriction rings, basket cementer

Key words: «Ecobur Service» Co Ltd, centralizers, limitation-restriction rings, basket cementer

ООО

«Экобур Сервис» занимается разработкой и совершенствованием элементов наружной оснастки обсадных колонн. На сегодня разработаны и предлагаются заказчикам: – усовершенствованные по конструкции жесткие центраторы; – ограничительные кольца различной конструкции; – устройства манжетного цементирования обсадных колонн. Центраторы многоцелевого назначения, изготавливаемые методом сварки из стальных деталей и методом литья, получили на производстве название турбулизаторы потока – центраторы с аббревиатурой ТПЦ, турбулизаторы-центраторы отклонители потока – ТЦОП с приставками: «С» – сварные; «Л» – литые; «ЛМ» – литые модернизированные; «ЛВ» – литые для цементирования колонн с вращением; четырех-, пяти- и шестиребровые – «Л4», «Л5», «Л6»; и др. В первые годы разрабатывали и изготавливали жестко закрепляемые на трубах сварные центраторы типа ТПЦ-С (рис. 1 а), скребки спирально расположенные по образующей проволочные типа СПС-С (рис. 1 б) и турбулизатор-центратор

а

58

б

типа ТПЦ в одном корпусе со скребком проволочным радиальным типа СПР-С (рис. 1 в). При постоянном совершенствовании конструкций перешли на изготовление от четырех до шести полноребровых вариантов между двумя кольцами (рис. 2), впоследствии на четырех и пятиребровые полнотелые варианты на одном кольце (рис. 3). Металлоемкость центратора ТПЦ-Л5 существенно меньше, чем металлоемкость известных центраторов. В статье [1] авторами предложены новые классификации центраторов. Во всех вариантах конструкций, кроме шестиребровых, рабочая поверхность ребер выполнена в полусфероидной форме – с целью снижения до минимума усилий трения центратора о породы при спуске колонны. Центратор соприкасается с породами разреза вершинами двух смежных ребер, в отличие от аналогов, где вместо двухточечного соприкосновения по всей площади двух смежных ребер или по горизонтальной линии двух смежных ребер, при овальной форме рабочей поверхности, как и при шестиребровых центраторах.

в

Рис. 1. Турбулизатор потока центратор типа ТПЦ-С со стопорными клинами (а), скребок проволочный спиральный типа СПС-С (б) и ТПЦ со скребками проволочными радиальными типа СПР-С (в) БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 622.245.4:622.245.48

ООО «УК «Татбурнефть»

SOPHISTICATION OF EXTERNAL CASING ATTACHMENTS

инструмент и оборудование

Зазор, мм

центратор устанавливается на колонне между двумя жестко закрепленными ограничительными кольцами типа ОК-1 или между муфтой обсадной колонны и ОК-1. При прохождении сложных участков ствола центраторы страгиваются с места закрепления и смещаются. В ОАО «Татнефть» смещение центраторов по трубе за пределы ± 2 м считается недопустимым. Смещение центратора по трубе происходит после б в а страгивания при меньших усилиях. Наиболее значимыми факторами, обуславливающими смещение центраторов с места закрепРис. 2. Общие виды двухкольцевых центраторов ления, является наличие в стволе скважины устуа – трехребровые ТПЦ-Л; б – четырехребровые ТПЦ-Л4; в – шестиребровые ТПЦ-Л6 пов, уплотненной фильтрационной корки бурового раствора на проницаемых стенках, большие значения зенитного угла. Уступы устраняются проработкой с проверкой результатов шаблонированием ствола бурильной колонной без подъема и без циркуляции раствора после каждого цикла проработки. Фильтрационную корку удаляют также проработкой ствола, а где корка толстая – двух- или трехкратной проработкой. Однако корка частично формируется повторно. Для предупреждения повторного коркообразования разработана технология многоцелевого назначения – использование в качестве второго буферного состава абразивб а содержащего цементного раствора (АСЦР) с эрозионнными свойствами [3]. После удаления корки Рис. 3. Однокольцевые турбулизаторы потока – центраторы в литом на проницаемых интервалах разреза повторная исполнении корка может формироваться только из цементноа – четырехребровые типа ТПЦ-Л4; б – пятиребровые типа ТПЦ-Л5. К трубам обсадных колонн закрепляются четырьмя стопорными клинами го раствора. по два из противоположных сторон Разработан также способ снижения проницаВторым отличительным от аналогов признаком емости стенок скважины путем закупоривания пор и является расположение ребер по образующей с натрещин в прискважинной области проницаемого пласклоном к вертикали. Наклон предназначен для отта, что достигается при первичном вскрытии проницаклонения направления потока и формирования в заемого пласта и проработке ствола перед креплением колонном пространстве центробежного эффекта. При с включением в компоновку бурильной колонны над этом разрушается односторонний подъем цементного долотом кольмататора гидроструйно-механического раствора по заколонному пространству в процессе цедействия с аббревиатурой КГСМ [4]. ментирования колонн. Для предупреждения негативного воздействия зеУстановлено, что при больших углах наклона ренитного угла ствола разработан способ повышения бер влево радиальная составляющая усилия трения закручивает колонну вправо и в случае докрепления ТПЦ-Л для колонны 146 мм резьбы с моментом меньшим, чем момент закрепле35 ТПЦ-Л для колонны 168 мм ния трубы машинным ключом типа АКБ, возможен и 31,3 полный отворот резьбы. Во избежание этого негатива 30,9 30,1 0,6 30 ребра наших новых центраторов расположены под уг0,8 27,6 2,5 лом наклона не более 200. Повышение минимального зазора между стенка25 ми ствола и колонны, за счет увеличения количества центрирующих ребер от четырех до шести, получено 20,3 19,9 18,7 20 при диаметре центратора по центрирующим ребрам 0,4 0,7 17,2 2,0 210 мм, а дальнейшее увеличение диаметра по центраторам и количества ребер не эффективно. Резуль15 Оптимальное количество ребер центратора таты обоснования оптимального количества центрирующих ребер на центраторах приведены на рис. 4.

10 Закрепляются центраторы на трубах с ограничени3 4 5 6 ем всех свобод движения (жестко) двумя стопорными Количество центрирующих ребер, шт клинами [2] через продольные окна на противоположных сторонах изделия. Клины забиваются заподлицо Рис. 4. Динамика зазора между стенками скважины и ударами молотка или небольшой кувалды. При необобсадной колонны 59 ходимости оставления свободы вращения на трубе Примечание. Диаметр центраторов по ребрам выполнен в 210 мм БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

инструмент и оборудование

1

2 4

5

6

3

Рис. 5. Стопорные устройства для закрепления центраторов на трубах обсадной колонны 1, 2 – стопорные клины по патенту №2190079: отработанный (1) и неотработанный (2); 3 – витой клин; 4 – полый болт под шестигранник; 5 – стопорный болт с отламываемой головкой по патенту №92687; 6 – стопорный болт ООО «Экобур Сервис»

1 2 3

2 3

4

4 5

5

а

б

в

г

д

Рис. 6. Изделия нормального ряда модернизированных устройств манжетного цементирования колонн с корпусом в литом исполнении типа УМЦ-ЛМ на патрубках: а – УМЦ-ЛМ 324/394; б – УМЦ-ЛМ 245/295; в – УМЦ-ЛМ 168/216; г – УМЦ-ЛМ 146/216; д - УМЦ-ЛМ 102/124.

1 – патрубок; 2 – ограничительное кольцо, закрепленное стопорным болтом или стопорным клином; 3 – резиновые манжеты; 4 – корпус с короной в верхней части; 5 – центраторы различных типов для защиты коронковой части корпуса от разрушения при спуске колонны

60

усилия страгивания центраторов с места закрепления на трубах дополнительной оснасткой колонны вплотную над центраторами ограничительным кольцом различной конструкции. Ограничительные кольца выполняются одноуровневым закреплением (ОК-1), двухуровневым закреплением (ОК-2), комплексными – СП-ОК (скребок проволочный – ОК). Закрепляются ОК на трубах стопорными болтами с плоским рабочим торцом или стопорными клинами, защищенными патентом [5]. Известные нам стопорные устройства приведены на рис. 5. Стопорный болт (рис. 5, позиция 5) выполнен двумя кольцевыми выступами с острой вершиной на рабочем торце и закрепляют ручным ключом до отламывания головки. При этом рабочий торец болта врезается в тело трубы глубиной до 1,5 мм, а при сдвиге вырабатывает на трубе зарез глубиной до 1 мм, что недопустимо. Изделия технологической оснастки обсадных колонн, закрепленные стопорными устройствами оптимальной конструкции, при воздействии различных факторов могут страгиваться с места закрепления и смещаться по трубе до муфты.

При промысловых испытаниях центраторов многоцелевого назначения типа ТПЦ-Л5, в т. ч. на трех горизонтальных скважинах №4400 «Г», №4404 «Г», №4054 «Г» НГДУ «Бавлынефть» получена 100% или близкая к ней успешность использования, определяемая отношением количества центраторов без смещения с места закрепления в сумме со смещенными в пределах ±2 метра к общему количеству отбитых геофизической аппаратурой центраторов. В горизонтальных скважинах, в интервале с зенитным углом более 700, аппаратура ГГК не отбивает местонахождения центраторов, т. к. ее рычажные центраторы складываются и прибор «ложится» на нижнюю стенку ствола. Для выполнения различных операций, в т. ч. цементирования колонн, при наличии в разрезе скважины неизолируемой зоны поглощения бурового раствора, разработаны устройства манжетного цементирования (УМЦ) различных типоразмеров. Корпус изделия с корончатой верхней частью изготовлен методом литья из стали. Для предупреждения смещения вверх при спуске колонны в корпус манжеты вставлен антирастягиватель. Нормальный ряд УМЦ в литом исполнении корпуса приведен на рис. 6. Выводы 1. Разработано и освоено изготовление многоцелевых жестко закрепляемых на трубах обсадной колонны пятиребровых центраторов типа ТПЦ-Л5 с существенно меньшей металлоемкостью, чем у аналогов.

2. Предложены способы повышения усилия страгивания центратора с места закрепления на трубах обсадной колонны.

3. Разработано и освоено изготовление центраторов нормального ряда УМЦ. Литература 1. Разработка и использование центраторов многоцелевого назначения для наружной оснастки обсадных колонн. Катеев Т.Р., Поляков В.Н., Катеев И.С. и Миндрюков А.Н. // Нефть, Газ, Новации. 2013. №3.

2. Патент №2190079. Стопорное устройство для скважинного оборудования, спускаемого на колонне труб / Габбасов Т.М., Катеев Р.И., Гимазов И.Н. и др.; опубл. 27.09.02, бюл. №27.

3. Патент №2398095. Способ цементирования колонны в скважине с использованием цементного раствора с эрозионными свойствами / Катеев И.С., Вакула Л.Я., Катеев Р.И. и др.; опубл. 28.08.10, бюл. №24.

4. Патент №109206. Кольмататор гидростуйный / Катеев Р.И., Катеева Р.И., Гараев Н.А. и др.; опубл.

10.10.11, бюл. №28.

5. Патент №92688. Ограничительное кольцо со стопорным клином для оснастки обсадной колонны. Катеев И.С., Катеев Т.Р., Старов О.Е. и др.; опубл. 2010, бюл. №9.

6. Патент №119014. Турбулизатор потока – центратор обсадной колонны ТПЦ-Л5 / Катеева Р.И., Мухамадиев А.М., Миндрюков А.Н., Низамов И.Г.; опубл.

20.01.13, бюл. №2.

Ключевые слова: ООО «Экобур Сервис», центраторы, ограничительные кольца, устройства манжетного цементирования БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

инструмент и оборудование

Взрывобезопасное оборудование для газосварки серии «КОРД» Универсальные газовые резаки «Корд» долговечны и экономичны, имеют повышенную надежность и взрывобезопасность.

«CORD» SERIES EXPLOSIONPROOF EQUIPMENT FOR GAS WELDING «Cord» universal gas cutters have durability and economy, higher reliability and explosion-proofness.

Key words: gas cutting technics, «Cord» cutters, reliability, economy, safety

Газовые резаки «Корд» относятся к самому прогрессивному поколению газорезательной техники. В их конструкции использован принцип соплового смешивания рабочих газов, что обеспечивает максимальную защиту ствола резака от разрушительных последствий обратных ударов и препятствует самой возможности их возникновения. Резак состоит из ствола, подводящих трубок, головки с мундштуком (внутреннее сопло) и гильзой (внешнее сопло). Резаки РЗ и РЗР «Корд» (РЗР – с рычажным включением режущего кислорода) предназначены для ручной разделительной резки малоуглеродистых и низколегированных сталей толщиной до 500 мм с использованием пламени, образуемого сжиганием горючего газа с кислородом. В качестве горючего газа может быть использован ацетилен, пропан – бутан, природный газ или МАФ (метилацетилен-алленовая фракция). Резаки «Корд» имеют следующие преимущества: • повышенную надежность, взрывобезопасность и долговечность; • увеличенную в 2 раза скорость резки; • улучшенную чистоту (без нагара и наплывов) и уменьшенную ширину реза (от 2 до 3 мм); • более высокую экономичность (экономия расхода кислорода и горючего газа составляет от 30 до 40%); • универсальность (эффективная работа на любой горючей смеси – кислорода и ацетилена, пропан – бутана, природного газа, МАФ и др.; • высокую ремонтопригодность.

Резаки «Корд», по сравнению с аналогами, выгодно отличаются: • повышенной мощностью (что позволяет резать металл даже под напором воды и делает «Корд» незаменимым при ликвидации аварий на теплотрассах); • более современным дизайном, удобной компоновкой вентильной группы в сочетании с эргономичной ручкой; • совместимостью с газосмесительными мундштуками фирм «MESSER GREI­ SHEL» (Германия), «SAF» (Франция), «ASHM» (США), «WESCOL» (Великобритания), «Дон­ мет» (Украина), а также ряда других производителей из Италии, Чехии, Польши; • отсутствием клеевых соединений (100% – пайка), что повышает безопасность его эксплуатации; • конструктивными изменениями внутреннего мундштука и смесителя, которые не только улучшили инжекцию, но и позволили уменьшить вес и размеры режущей головки резака, что обеспечило более высокую маневренность; • вандалоустойчивостью; • ремонтопригодностью в условиях рабочего места газосварщика. Примечание: основные параметры резака серии «Корд» соответствуют требованиям к резаку типа РЗ по ГОСТ 5191-79 и международному стандарту ИСО 5172-95. Применение комплекта насадок для нагрева и спецнасадок к резакам серии «Корд» позволяет использовать их в качестве паяльной лампы и мощной горелки для нагрева и сварки. Горелка универсальная «Корд» с сопловым смешиванием газов (ГУ «Корд» ССГ) типа ГЗУ ГОСТ 1077-79 предназначена для ручной газокислородной сварки и пайки металлов от 0,2 до 17 мм с использованием пламени, образуемого сжиганием горючего газа с кислородом.

Технические характеристики

Номер пропанового мундштука Показатель, размерность 0Р 1Р 2Р 3Р 4Р 5Р 6Р 7Р Толщина разрезаемой стали, мм 3-8 8-15 15 -30 30-50 50-100 100-200 200-300 350-400 Скорость истечения смеси, м/с 50 – 60 Давление кислорода, кгс/см2 2,5 3,5 4,0 4,2 5,0 7,5 10 * Давление горючего газа кгс/м2 0,01÷1,5 0,2÷1,5 Расход горючей смеси, м3 /ч 1,6-1,9 1,6-1,9 1,6-1,9 1,6-1,9 2-2,4 2,5-3 2,5-3 4-5 Расход подогревающего кислорода, м3ч 1,25-1,5 1,25-1,5 1,25-1,5 1,25-1,5 1,57-1,88 2-2,35 2-2,35 2-2,35 Расход горючего газа, м3 /ч 0,35-0,41 0,35-0,41 0,35-0,41 0,35-0,41 0,43-0,52 0,54-0,65 0,54-0,65 0,54-0,65 Скорость резки, мм/мин., не менее 500 400 380 350 250 200 * * Ширина реза, мм, не более 2,0 3,0 3,0 4,0 4,0 5,0 6,0 8,0 62подогрева в начале резки, с Время 26 26 32 32 46 46 * * Уровень шума, дБА, не более 80

Номер ацетиленового мундштука 0А 3-8

1А 8-15

2,5 3,5 0,03÷1,2 1,3-1,5 1,3-1,5 0,7-0,8 0,7-0,8 0,6-0,7 0,6-0,7 550 450 2,0 3,0 20 30

2А 3А 4А 5А 15-30 30-50 50-100 100-200 120 – 140 4,0 4,2 5,0 7,5 0,1÷1,2 1,5-1,8 1,5-1,8 2,1-2,4 2,1-2,4 0,8-1,0 0,8-1,0 1,1-1,3 1,1-1,3 0,7-0,8 0,7-0,8 0,95-1,1 0,95-1,1 400 400 250 200 3,0 3,0 4,0 6,0 30 41 41 50 БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 621.791: 662.41

Резаки ручные универсальные повышенной надежности «КОРД» с сопловым смешиванием газов

инструмент и оборудование

Варианты исполнения

Обозначение модели Корд-01 АП Корд Р-01АП Корд-01А Корд Р-01А Корд-01П Корд Р-01П Корд-02АП Корд Р-02АП Корд-02А Корд Р-02А Корд-02П Корд Р- 02П Корд-03П Корд Р-03П Корд-04П Корд Р-04П

Наименование изделия Резак универсальный стандартный Резак ацетиленовый стандартный Резак пропановый стандартный Резак универсальный укороченный Резак ацетиленовый укороченный Резак пропановый укороченный Резак пропановый удлиненный

Применяемый горючий газ

Наклон головки

Ацетилен, пропан

90°, 110°

Ацетилен

90°, 110°

Пропан

90°, 110°

Ацетилен, пропан

90°, 110°

Ацетилен

90°, 110°

Пропан

90°, 110°

Пропан

90°, 110°

Резак пропановый длинный

Пропан

90°, 110°

Корд-05 АП

Резак малыш универсальный

Ацетилен,пропан

Корд-05 А Корд- 05 П Корд-06П Корд Р-06П Корд-07П Корд Р-07П

Резак малыш ацетиленовый Резак малыш пропановый

Комплектность Гильза Мундштук 1А, 2А, 3А, 1А, 1Р 1Р, 2Р, 3Р

Способ включения режущего кислорода Вентиль Рычаг Вентиль Рычаг Вентиль Рычаг Вентиль Рычаг Вентиль Рычаг Вентиль Рычаг Вентиль Рычаг Вентиль Рычаг

Длина резака, мм / Вес резака, кг 535/1,05 535/1,12 353/1,05 535/1,12 353/1,05 353/1,12 455/1,00 455/1,07 455/1,00 455/1,07 455/1,00 455/1,07 800/1,30 800/1,37 1000/1,46 1000/1,53

110°

Вентиль

340/0,9

1А, 1Р

Ацетилен Пропан

110° 110°

Пропан

90°

4Р

7Р

Резак пропановый

Пропан

90°

340/0,9 340/0,9 1200/1,72 1200/1,79 1500/1,99 1500/2,06

1А 1Р

Резак пропановый

Вентиль Вентиль Вентиль Рычаг Вентиль Рычаг

1А, 2А, 3А, 1Р, 2Р, 3Р 1А, 2А, 3А 1Р, 2Р, 3Р

4Р

7Р

1А

1А, 2А, 3А

1Р

1Р, 2Р, 3Р

1А, 1Р

1А, 2А, 3А 1Р, 2Р, 3Р

1А

1А, 2А, 3А

1Р

1Р, 2Р, 3Р

1Р

1Р, 2Р, 3Р

1Р

1Р, 2Р, 3Р

А – ацетиленовый, П – пропановый, Р – рычажное включение режущего кислорода.

В качестве горючего газа может быть использован ацетилен (мундштуки №№ 0А, 1А, 2А, 3А, 4А, 5А, 6А) или пропан (мундштуки №№ 1Р, 2Р, 3Р, 4Р). Особенностью универсальной горелки «Корд» являются взрывобезопасность, отсутствие обратных ударов. Это достигнуто за счет того, что газы с кислородом в смешанном состоянии находятся только в мундштуке, а показатель взрывоопасности горючей смеси составляет 1 – 3 см3 (у аналогов – 15 – 30 см3).

Все газопламенное оборудование имеет сертификаты соответствия государственным стандартам безопасности.

Ключевые слова: газорезательная техника, резаки «Корд», надежность, экономичность, безопасность

63 БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

статистика

Фонд нефтяных скважин за декабрь 2012 г. Скважины, дающие продукцию Компания (предприятие)

Всего

ФОНТАН УЭЦН

Нефтяные компании ЛУКОЙЛ ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь Когалымнефтегаз Лангепаснефтегаз Покачевнефтегаз Урайнефтегаз Ямалнефтегаз Волгодеминойл КАМА-ойл ЛУКОЙЛ-АИК ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть ЛУКОЙЛ-Коми ЛУКОЙЛ-Нижневолжск­ нефть ЛУКОЙЛ-Пермь Нарьянмарнефтегаз НМНГ-МНА ПермТОТИнефть РИТЭК, всего Турсунт Роснефть Ванкорнефть Востсибнефтегаз Грознефтегаз Дагнефтегаз Полярное Сияние Компания РН Ингушнефть РН-Дагнефть РН-Краснодарнеф­ тегаз РН-Маланинская группа РН-Пурнефтегаз РН-Сахалинморнеф­ тегаз РН-Северная нефть РН-Ставропольнеф­ тегаз РН-Юганскнефтегаз Самаранефтегаз Удмуртнефть Газпром нефть Арчинское Газпром нефть Газпром нефть Новый Порт Газпром нефть Оренбург Газпромнефть-Восток Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз Газпромнефть-Хантос Живой исток Заполярнефть Магма Меретояханефтегаз Сибнефть-Югра ЦНТ ЮУНГ Сургутнефтегаз Сургутнефтегаз (УФО) Сургутнефтегаз (Якутия) ТНК-BP Холдинг Бугурусланнефть Ваньеганнефть Варьеганнефтегаз Верхнечонскнефтегаз Ермаковское Кальчинское Корпорация Югранефть Нижневартовское НГДП Оренбургнефть Самотлорнефтегаз Северо-Варьеганское ТНК-Нижневартовск ТНК-Нягань ТНК-Уват Тюменнефтегаз Татнефть им. В.Д. Шашина Илекнефть Татнефть им. В.Д. Шашина Татнефть-Самара Татнефть-Северный Башнефть Башминерал Башнефть

Скважины, дающие продукцию

в том числе по способам эксплуатации

25 909 267 14799 65 7171 2708 11 2198 8 2579 14 143 32 16 11 16 3 390 302 14 2509 25 8 8 5651 14 82 2 5 2 75 1988 123 68 20621 1454 233 59 8 8 118 32 24 15 27 3 87 35 66 42 1041 148

шгн

ГАЗПРОЧИЕ ЛИФТ

16936 12673 6450 2387 1963 1762 111 5 13 386 53 1473

7842 2059 719 310 227 803

4 235 402

609

1622 80 3 12 566 50 13237 174

3867

148

61 1196 18 5354 360

2 103

17

52 9

864 2 2

216 17

24 15 48

52 4 451

16 1659 976 320 307 8829 3154 3756 6276 41 168 7

13 91 1434 3 131 1 319 19 288 980 7812 18 1788 1174 102 5990 7 34 2 166 6 1

176 149 3145 119 2 858 79 2 1501 12 17 19613 19252 361 16051 360 320 583 153 369 114 152

149 3107 119 2 819 79 2 1495 12 5 16217 16004 213 14967 278 280 550 114 317 114 152

2950 2950

360

5 34 3

134 815

27

37 1234 2566 8 176

114 16

176 31 39 5 12 446 298 148 235 32 16 39

7

1

827 82 7 17

1

21

1

52

873

11

857

2

3

1797 6368 7 2023 2682 248 2 19288 1 19194 91 2 14664 39 14579

81 35

1583 6021 7 1954 2490 248 2 3043 1 3018 23 1 2759

133 310

2

69 155

16

21 14 13 1 10 10

16231

16163 67 1 11838 39 2741 11771

Компания (предприятие)

57 57

Всего

ФОНТАН УЭЦН

Геонефть Зирган Славнефть Обьнефтегазгеология Обьнефтегеология Славнефть Славнефть- Красноярскнефтегаз Славнефть-Мегионнефтегаз Славнефть-Мегионнефтегазгеология Славнефть-Нижневартовск Соболь РуссНефть Аганнефтегазгеология АКИ-ОТЫР Белкамнефть Белые ночи Валюнинское Варьеганнефть Голойл Грушевое Дуклинское Западно-Малобалыкское Камбарская ННК Мохтикнефть Нафта-Ульяновск НГДУ Пензанефть Нефтеразведка Ново-Аганское Окуневское Поселковое Региональный нефтяной консорциум РешНК Рябовское Саратов-Бурение Саратовнефтегаз Соболиное Столбовое Томская нефть Удмуртгеология Удмуртская национальная нефтяная компания Удмуртская нефтяная компания Ульяновскнефть Уральская нефть Федюшкинское Черногорское Нефтяные компании, итого НОВАТЭК НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз НОВАТЭК- Юрхаровнефтегаз Прочие производители Восточносибирская Управл. компания Дулисьма Зарубежнефть РУСВЬЕТПЕТРО Юкола-нефть Богородскнефть Поволжскнефть Бурнефтегаз Соровскнефть Альянс Восточная Транснациональная компания Колвинское Печора нефть Санеко Татнефтеотдача Хвойное Акмай Алойл Альянснефтегаз Арктикгаз Арктикморнефтегазразведка Арктикнефть БайТекс Бенталь Благодаров-Ойл Братскэкогаз Брендан Булгарнефть ВЕЛЛойл

18 28 3579 348 72 56 4 2757

3 8

2618

49 1 4 8 7

3 26

131

216 49 2404 1724 63 242 349 851 327 26 7 600 115 22 2 4 142 1 1 28 9 52 25 2 2 7 1 1 1 99 253 4 4 21 26 16 169 121 9 50 14 4 17 39 9

64 28 128 58 66 11 13 13 56 56 130196 2589 78989 52 27 25 51 26 25 1

1

46

28

18

46 84 84 25 24 1 2 2 484

28 3 3 14 14

18 81 81

2 2 7

391

75

1

74

1 5

21 11 41 194 50 1

9

34

3

25 185 5 30 2 4 113 10

3

2

18

4 7 2

71 36 65 55

5

46905 537

11 10 1

47

86

1 85 11 185

31

13 4 7

22 185 5 17 113 3

Компания (предприятие)

ГАЗПРОЧИЕ ЛИФТ

77

80

21 11 43 284 50 12 185 47 9

шгн

18 28 3436 131 347 72 56 1

12 1

77 216 49 4195 64 246 1200 361 7 722 22 2 4 142 2 28 65 34 4 7 2 1 352 8 47 19 316 9 50 18 56

Скважины, дающие продукцию

в том числе по способам эксплуатации

1176

Всего

в том числе по способам эксплуатации ФОНТАН УЭЦН

Верхнеомринская нефть Веселовское Винка ВОЛЬНОВСКНЕФТЬ Вукошурнефть ВУМН Газнефтесервис Геология Геолого-разведочный иссл. центр Геотех Дальпромсинтез ДИАЛЛ АЛЬЯНС Динью Дружбанефть ЕвроСибОйл Елабуганефтъ Енисей ЕНЭС Западно-Новомолодежное Иделойл Иджат ИНГА Ингеохолдинг ИНК Институт РОСТЭК ИНТЭК-Западная Сибирь ИТАНЕФТЬ Калмпетрол КанБайкал Резорсез Инк. Кара-Алтын Карбон Карбон-Ойл Каюм Нефть Колванефть Комнедра (УПК Недра) Кондурчанефть Кондурчанефть (Самара) Косьюнефть МакОйл Матюшкинская вертикаль МЕГАЛИТ Меллянефть МНКТ НГК Горный Недра-К НефтУС Нефтьинвест Нижнеомринская нефть Новосибирскнефтегаз Нократойл Норд Империал Нурлатская нефтяная компания Нэм Ойл Ойлгазтэт Оренбургнефтеотдача Охтин-Ойл Печоранефтегаз Печорская энергетическая компания Преображенскнефть Пурнефть Регион-Нефть Регион-Сириус РедОйл Реимпэкс-СамараНефтепромысел Речер-Коми РТП-Саратов Руфьеганнефть Садакойл Салым Петролеум Дев. Н.В. Самараинвестнефть Самара-Нафта Саратовнефтегеофизика Саратовнефтедобыча Северное Сияние Северноенефтегаз Селена-Пермь Селенгушнефть Сиаль СибИнвестНафта СИБИНТЭК СМП-Нефтегаз СпецКрит

1 3 3 4 5 95 1 150 117 64 4 7 15 29 39 20 41 11 1 189 1 10 2 52 2 3 5 5 31 402 3 55 30 12 22 78 8 6 32 50 1 53 96 3 8 5 9 30 75 7 25 6 12 3 18 86 68 12 32 22 4 3 11 2 20 1 5 4 489 54 149 12 1 4 7 18 9 8 1 8 175 3

шгн

ГАЗПРОЧИЕ ЛИФТ

1 3

1

7 4 3

1

3 4 5 94

6 62 6 1

144 55 58 3

12 2 27 2 41

3 26 8 18

1 14

26

10 2 26

1

8 175 1

2 3 5 4

1

2 5

2

31 19 1 22 24 12 22 29 5 5 7 50 1 1 8 5 9

383 33 1 49

25

3 1

1 53 95

30 75 2

1

15 2 7 1

4 4 1 4

23 3 12 2 5 64 12 32 7 2 3 1 19 1 5 489 8 142 8 4 7 8 2 8 3

7 3 13 86 4

3 2

4 46

12 1 6 1

3

2

172 3

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

статистика

Скважины, дающие продукцию Компания (предприятие)

Всего

ФОНТАН УЭЦН

Средне-Васюганское Стимул-Т Таас-Юрях Нефтегаздобыча Тарховское ТАТЕХ Татнефтепром-Зюзеевнефть Татнефть-Геология Татойлгаз Технефтьинвест Тиман-Печора Эксплорэйшн ТНГК-Развитие ТНС-Развитие

7 18 1 191 413 238 57 347 3 3

Скважины, дающие продукцию Компания (предприятие)

в том числе по способам эксплуатации шгн

ГАЗПРОЧИЕ ЛИФТ

7 18 1 3

186 61 19 12 114

3

3

117 8

18 6

ФОНТАН УЭЦН

Томскгеонефтегаз Томскнефть ВНК Трансойл Транс-ойл Троицкнефть УНК-Пермь Фроловское НГДУ ХИТ Р ЦНПСЭИ Чепецкое НГДУ Чумпасснефтедобыча Шешмаойл Южно-Аксютино Южно-Охтеурское

2 352 219 45 233

99 2

Всего 3 2292 117 2 150 28 13 10 16 33 4 367 2 13

Скважины, дающие продукцию Компания (предприятие)

в том числе по способам эксплуатации 3 163 1

1906 2 1 44

1 3 4 44 1 13

шгн

ГАЗПРОЧИЕ ЛИФТ

213 115

10

106 26 12 7 16 33

2

323 1

Всего

в том числе по способам эксплуатации ФОНТАН УЭЦН

шгн

ГАЗПРОЧИЕ ЛИФТ

Юпитер-А 12 12 Ямбулойл 1 1 Яр-Ойл 1 1 Прочие производите8936 338 4450 4089 31 28 ли, итого Операторы СРП Сахалин Энерджи 20 18 2 Инвестмент Компани Лтд. Эксон НЛ (Сахалин-1) 30 25 5 всего, в т.ч. Сахалин 1 (иностран.

30 25 5 капитал) Операторы СРП, итого 50 43 7 Всего 139234 2997 83464 50994 575 1204

284 136 151 105 9 2 2 37

284 130 5 147 105 6 3 2 1 1 1 36 2

60

8

3

3

110 5 1 5 109 1177 77

2 2 1

35

17

68 37 3

3

5 2 58 43 44 1060 71 15 62

5 52

3 9

2 42

6

1

3

31

1

30

3

6 2

1 2

3

928

15 913

75 688 4 3

5 70 90 579 3 1 3 6

19

1

19 45 121 30 88 16 350 4 1 1325 1204

45 25 96 30 35 53 16 20 330 4 1 79 1112 134 55 1015 134

121

24 97

489

59 427 2

1

8 27 62 51 115 47 60 26 93

2 5 2 25 33 29 51 11 102 47 60 11 15 93

1

303

3

23 262

15

303

3

23 262

15

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

19

2

БашнеФть 84 Башнефть 82 Геонефть 2 Славнефть 217 Обьнефтегазгеология 118 Обьнефтегеология 2 Славнефть Славнефть-Красноярс3 кнефтегаз Славнефть-Мегионне33 фтегаз Славнефть-Мегионнеф­ 4 тегазгеология Славнефть57 Нижневартовск РуссНефть 168 Аганнефтегазгеология 5 АКИ-ОТЫР 50 Белкамнефть 1 Белые ночи 30 Валюнинское 3 Варьеганнефть 2 Голойл 6 Дуклинское Мохтикнефть 1 Нафта-Ульяновск НГДУ Пензанефть 2 Ново-Аганское Поселковое Региональный нефтяной 15 консорциум Рябовское Саратов-Бурение 2 Саратовнефтегаз 2 Столбовое 27 Удмуртская нефтяная 13 компания Удмуртская ННК 1 Ульяновскнефть 5 Федюшкинское 2 Черногорское 1 Нефтяные компании, 5455 итого НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз Прочие производители Восточносибирская 14 Управл. компания Дулисьма 14 Зарубежнефть 36 РУСВЬЕТПЕТРО 36 Юкола-нефть 2 Богородскнефть 2 Поволжскнефть Бурнефтегаз 1 Соровскнефть 1 Альянс 22 ВТК 2 Колвинское Санеко 10 Хвойное 10 Акмай Алойл 8 Альянснефтегаз 22 Арктикгаз БайТекс 39 Благодаров-Ойл Брендан 1 Булгарнефть 6 ВЕЛЛойл 2

80

40 40

1

1

126

63 63

136 2 30 5 27

2

6

3

121 2 28 5 24

2

2

3

3

2

2

7 3

1

8

6 3

20

14

1

1

3 14

2 14

2

1

1 3 11

3 11

6 1 1 1

5440 419 4363 594 19 16

13

3

29

16

13

29 76 76 6 4 2 3 3 37 19 13 2 3 10 11

16 13 40 36 40 36 1

9 38 5

9

2

1 3 3 1 1

1

36 19 13 1 3

1 2

5 4 1

10 11 38 4

45

Винка Вукошурнефть 1 Геология Енисей 3 Иделойл 11 ИНГА 3 ИНК 17 ИНТЭК-Западная Сибирь КанБайкал Резорсез 3 Инк. Кара-Алтын 22 Карбон-Ойл 5 Каюм Нефть 21 Колванефть 5 Комнедра (УПК Недра) Кондурчанефть 14 Кондурчанефть (Самара) Косьюнефть 1 Матюшкинская 21 вертикаль НГК Горный 1 НефтУС Нижнеомринская нефть Норд Империал 4 Нурлатская нефтяная компания Оренбургнефтеотдача 3 Охтин-Ойл 6 Печоранефтегаз Печорская энергетичес1 кая компания Преображенскнефть 4 Пурнефть 1 Регион-Нефть 1 Реимпэкс-СамараНефтепромысел Речер-Коми 3 Руфьеганнефть 2 Салым Петролеум 102 Дев. Н.В. Самараинвестнефть Самара-Нафта 31 Саратовнефтедобыча СИБИНТЭК Стимул-Т 11 Тарховское ТАТЕХ 15 Татнефтепром-Зюзе2 евнефть Татнефть-Геология 3 Татойлгаз 17 ТНГК-Развитие 7 Томскгеонефтегаз 1 Томскнефть ВНК 169 Троицкнефть 7 Чумпасснефтедобыча 1 Шешмаойл 14 Южно-Охтеурское 2 Прочие производители, 688 итого Операторы СРП Сахалин Энерджи 2 Инвестмент Компани Лтд. Эксон НЛ (Сахалин-1) 2 всего, в т.ч. Сахалин 1 (иностран.

2 капитал) Операторы СРП, итого 6 Всего 6147

1

4 5 12 25

5 13

4 12

12

2

2

13 27 5 5 4 4 11

13 4

1

1 4 4 7

1 1 1

2

2 2 1

4

4

2

2

1

3

4 5

1

1

88

88 1 1

2 30 4 3 2

10 17 142 10

4

15 2

6 5 2

3 31 1 4 4 2 14

27 5

1

15 3 1 3 1

ПРОЧИЕ

1

ГАЗЛИФТ

в том числе по способам эксплуатации шгн

За соответств. период 2011 г.

УЭЦН

Компания (предприятие)

ФОНТАН

5

ПРОЧИЕ

5

шгн

10 32 9 32 1 103 156 47

ГАЗЛИФТ

42 41 1 259 47

УЭЦН

в том числе по способам эксплуатации ФОНТАН

ПРОЧИЕ

1 4

2

7

26

За соответств. период 2011 г.

С начала 2012 г.

35 875 85 11 669 5

ГАЗЛИФТ

шгн

1021 685

Компания (предприятие)

С начала 2012 г.

Нефтяные компании ЛУКОЙЛ 739 ЛУКОИЛ-Западная 466 Сибирь Когалымнефтегаз 173 Лангепаснефтегаз 123 Покачевнефтегаз 106 Урайнефтегаз 58 Ямалнефтегаз 6 Волгодеминойл 1 КАМА-ойл 4 ЛУКОЙЛ-АИК 57 ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть ЛУКОЙЛ-Коми 52 ЛУКОЙЛ-Нижневолж3 скнефть ЛУКОЙЛ-Пермь 86 Нарьянмарнефтегаз 6 НМНГ-МНА ПермТОТИнефть РИТЭК, всего 64 Роснефть 1105 Ванкорнефть 72 Востсибнефтегаз 1 Полярное Сияние 1 Компания РН-Краснодарнефтегаз 5 РН-Пурнефтегаз 56 РН-Сахалинморнеф­ 11 тегаз РН-Северная нефть 28 РН - Ставрополь­ нефтегаз РН - Юганскнефтегаз 829 Самаранефтегаз 32 Удмуртнефть 70 Газпром нефть 724 Арчинское 10 Газпром нефть 10 Газпром нефть Новый Порт Газпром нефть Оренбург Газпромнефть-Восток 67 Газпромнефть-ННГ 160 Газпромнефть-Хантос 55 Заполярнефть 70 Магма 12 Сибнефть-Югра 337 ЦНТ 3 ЮУНГ Сургутнефтегаз 1403 Сургутнефтегаз (УФО) 1282 Сургутнефтегаз 121 (Якутия) ТНК-BP Холдинг 680 Бугурусланнефть 13 Ваньеганнефть 25 Варьеганнефтегаз 37 Верхнечонскнефтегаз 65 Нижневартовское НГДП 42 Оренбургнефть 106 Самотлорнефтегаз 70 ТНК-Нижневартовск 42 ТНК-Нягань 199 ТНК-Уват 77 Тюменнефтегаз 4 Татнефть им.

335 В.Д. Шашина Татнефть им.

309 В.Д. Шашина Татнефть-Самара 26

в том числе по способам эксплуатации УЭЦН

За соответств. период 2011 г.

ФОНТАН

Компания (предприятие)

С начала 2012 г.

Ввод новых нефтяных скважин за январь-декабрь 2012 г.

1

1

14 10 17

2

139 9

1 1

19

1

18

735

94 441 196

1

1

2

2

2

2

3 3 6194 529 4807 790 19

4

49

статистика

Проходка в бурении за декабрь 2012 г. (тыс. м.) Компания (предприятие)

Разведочное Эксплуатационное бурение бурение С начала 2012 г. С начала 2012 г., Фактифакти- Декабрь ческая Горизон- Декабрь тальное ческая проходбурение проходка ка

Нефтяные компании ЛУКОЙЛ 180,8 ЛУКОЙЛ-Западная 75,7 Сибирь Когалымнефтегаз 27,5 Лангепаснефтегаз 16,2 Покачевнефтегаз 2,6 Урайнефтегаз 19,5 Ямалнефтегаз 9,9 Волгодеминойл 8,5 КАМА-ойл 5,8 ЛУКОЙЛ-АИК 2,4 ЛУКОЙЛ-КМН 6,1 ЛУКОЙЛ-Коми 23,0 ЛУКОЙЛ-Нижневолж- 5,5 снефть ЛУКОЙЛ-Пермь 8,8 Нарьянмарнефтегаз 3,1 НМНГ-МНА ПермТОТИнефть РИТЭК, всего 42,0 Роснефть 75,6 Ванкорнефть 7,8 Востсибнефтегаз 2,4 Грознефтегаз 1,7 Дагнефтегаз 0,5 Полярное Сияние 4,1 Компания РН-Краснодарнеф­ 0,0 тегаз РН-Пурнефтегаз 10,5 РН-Сахалинморнеф­ тегаз РН-Северная нефть 7,3 РН-Ставропольнеф­ тегаз РН-Юганскнефтегаз 27,4 Самаранефтегаз 10,8 Удмуртнефть 3,1 Газпром нефть 50,6 Газпром нефть Оренбург Газпромнефть-Восток 2,5 Газпром нефть-ННГ 37,4 Газпром нефть7,3 Хантос Магма ЦНТ 3,4 ЮУНГ Сургутнефтегаз 222,3 Сургутнефтегаз 222,3 (УФО) ТНК-BP Холдинг 80,9 Бугурусланнефть Ваньеганнефть Варьеганнефтегаз Верхнечонскне1,4 фтегаз Нижневартовское 2,3 НГДП Оренбургнефть 38,9 Самотлорнефтегаз ТНК-Нижневартовск

17,5 10,3 0,0 8,6 1,1 0,5 0,0 1,1 0,0 0,0 0,0 1,4 0,1 0,7 0,8 3,1 2,8 0,6 0,0 0,1 0,4 0,0 0,0 0,0 0,8 0,0 0,8 0,0 3,2 0,0 0,9 0,0 2,3 20,0 20,0 4,8

1,4

3403.8 2497,9 1126,5 478,2 596,5 261,2 35,5 2,7 0,5 93,4 2,7 198,1 29,7 278,3

674,2 440,0 216,6 83,0 95,8 21,5 23,2 2,7 0,5 3,5 2,7 77,2 29,7 69,5

280,4 187,4 104,1 30,4 27,9 24,6 0,3 0,3 0,0 12,4 0,0 23,8 2,7 22,3

6,2 8,6 285,6 4018,3 370,8 16,5

0,0 0,0 48,5 209,4 119,3 6,2

1,8 0,0 29,6 271,8 25,5 2,0

1,0

1,0

0,6

20,0 163,0 23,3 61,4 18,8 3164,6 98,9 80,1 2413,8 61,9 142,9 894,8 1235,5 53,5 11,8 13,5 4686,7 4686,7 1657,4 29,0 17,1 94,0 192,4

1,3 20,2 7,0 8,7 0,0 36,7 6,7 2,2 399,4 61,9 0,0 296,0 41,5 0,0 0,0 0,0 248,3 248,3 462,0 0,0 15,3 34,0 186,1

3,1 7,9 3,4 4,2 1,8 213,3 6,0 3,8 191,0 6,8 2,3 89,3 81,4 6,8 3,0 1,3 370,5 370,5 126,8 0,4 0,0 10,0 16,8

2,3

134,7

9,2

5,5

1,0

416,3 144,3 158,5

1,0 81,6 134,8

34,6 14,4 6,3

Компания (предприятие)

ТНК-Нягань ТНК-Уват Татнефть им. В.Д. Шашина Татнефть им. В.Д. Шашина Татнефть-Самара Башнефть Башнефть Геонефть Славнефть Обьнефтегазгеология Славнефть Славнефть-Красноярскнефтегаз Славнефть- Мегионнефтегаз Славнефть- Мегионнефтегазгеология Славнефть-Нижневартовск РуссНефть Аганнефтегазгеология АКИ-ОТЫР Белкамнефть Белые ночи Варьеганнефть Дуклинское Нафта-Ульяновск Ново-Аганское Поселковое Региональный нефтяной консорциум РешНК Рябовское Саратовнефтегаз Столбовое Удмуртская национальная нефтяная компания Удмуртская нефтяная компания Ульяновскнефть Федюшкинское Нефтяные компании, итого НОВАТЭК НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз Прочие производители Зарубежнефть РУСВЬЕТПЕТРО Бурнефтегаз Соровскнефть Альянс Восточная Транснациональная компания Колвинское Санеко Хвойное Алойл

Разведочное Эксплуатационное бурение бурение С начала 2012 г. С начала 2012 г., Фактифакти- Декабрь ческая Горизон- Декабрь тальное ческая проходбурение проходка ка 4,4 0,0 82,0 0,0 5,0 33,8 0,0 389,3 0,0 33,8 31,8 4,5 489,1 10,9 34,3 19,2 12,6 27,6 27,6

3,9 0,6 1,7 1,7 0,0 0,0 0,0 0,0

452,4 36,7 53,4 52,2 1,2 662,6 219,3 29,2 4,7

10,9 0,0 28,9 28,9 0,0 400,2 134,9 16,3 0,0

31,1 3,2 2,1 2,1 0,0 43,5 10,6 3,1 0,0

25,8 13,7 3,0 3,7 0,0

0,0

161,3

122,2

5,7

6,2

5,9

0,0

241,9 383,9 7,1 79,8 8,5 94,0 0,4 11,9 9,2 21,5 14,5 28,5

120,9 48,6 3,8 0,0 0,0 19,9 0,4 7,3 4,1 0,0 4,0 1,9

24,2 19,1 0,0 1,9 0,0 6,5 0,0 0,0 0,9 0,0 0,0 1,5

4,1 3,5 48,7

0,0 0,6 3,6

1,5 0,6 5,0

5,4 5,7

0,0 0,2

3,9

0,0

0,2

0,2

1,5

0,0

701,1 5,8 5,8

54,7 1,5 1,5

7,1 7,1 2,1 2,1 11,6

0,7 0,7 0,0 0,0 0,4

1,5 7,9 2,3 3,0

0,0 0,4 0,0 0,0

3,8 0,0 0,0 12,6 2,9 1,2 36,0 0,0 0,0 17769,0 2481,8 1339,4 47,4 47,4 4,2 47,4 47,4 4,2 134,8 134,8 32,4 32,4 130,5

3,8 3,8 0,0 0,0 0,0

17,9 17,9 0,0 0,0 14,2

54,6

0,0

7,7

67,5 1,1 7,3 15,5

0,0 0,0 0,0 0,0

6,5 0,0 0,0 0,8

Разведочное Эксплуатационное бурение бурение С начала 2012 г. С начала Компания 2012 г., Факти(предприятие) факти- Декабрь ческая Горизон- Декабрь тальное ческая проходбурение проходка ка Бенталь 0,4 0,0 1,1 0,0 0,0 Благодаров-Ойл 6,0 0,0 0,0 Булгарнефть 10,0 0,0 0,0 ВЕЛЛойл 2,7 0,0 Винка 0,7 0,0 0,7 Геология 0,0 0,0 7,5 0,0 0,0 Елабуганефть 2,3 0,0 0,0 Иделойл 16,2 0,0 0,0 ИНГА 6,7 0,0 63,3 0,0 0,6 ИНК 104,1 13,3 6,7 КанБайкал Резорсез 32,1 5,5 0,0 Инк. Кара-Алтын 31,3 0,0 2,6 Карбон-Ойл 5,2 0,0 0,0 Каюм Нефть 4,7 0,0 12,1 0,0 0,0 Комнедра (УПК Недра) 13,9 0,0 0,6 Кондурчанефть 12,6 0,0 0,0 Косьюнефть 2,4 0,0 0,0 Матюшкинская 47,7 0,0 8,6 вертикаль Меллянефть 2,6 0,0 0,3 НГК Горный 1,6 0,0 13,7 0,0 2,3 Негуснефть 4,6 0,0 0,4 Норд Империал 0,7 0,7 17,9 0,0 17,9 Норильскгазпром 0,0 0,0 8,1 0,0 3,3 Нортгаз 4,7 0,0 49,6 2,2 3,8 Охтин-Ойл 10,9 0,0 2,7 Печоранефтегаз 0,8 0,0 2,3 0,0 0,0 Регион-Нефть 7,8 0,0 0,0 Реимпэкс-Самара6,3 0,0 1,6 Нефтепромысел Речер-Коми 1,5 0,0 0,2 Роспан Интернешнл 0,4 0,0 7,0 1,0 0,0 Салым Петролеум 320,5 0,0 22,2 Дев. Н.В. Самараинвестнефть 1,2 0,0 2,9 0,0 0,0 Самара-Нафта 16,8 0,0 69,9 4,7 4,7 Саратовнефтедобыча 5,9 0,1 4,6 0,0 0,9 Сиаль 1,1 0,0 2,5 1,3 0,0 СИБИНТЭК 11,4 3,9 3,2 Тарховское 11,2 4,2 0,0 ТАТЕХ 1,4 0,0 6,0 0,0 0,3 Татнефтепром 0,5 0,0 0,5 Татнефть-Геология 1,8 0,0 11,7 0,0 0,0 Татойлгаз 0,6 0,0 0,0 Томская нефтегазо7,1 0,0 вая компания Томскнефть (ВНК) 10,7 0,0 496,2 88,8 26,5 Транс-ойл 56,8 0,0 5,0 Троицкнефть 1,7 0,0 4,0 0,0 0,0 Шешмаойл 0,0 0,0 24,5 0,0 0,0 Ямал СПГ 5,5 1,3 1,8 Янгпур 3,0 0,0 Прочие производите- 97,1 1,8 1842,6 130,0 150,4 ли, итого Операторы СРП Эксон НЛ (Сахалин-1) 40,6 40,6 2,7 всего, в т.ч.: Сахалин-1 (иностран40,6 40,6 2,7 ный капитал) Операторы СРП, 40,6 40,6 2,7 итого Всего 804,0 58,1 19699,6 2699,9 1496,7

Информация о скважинах, законченных строительством в экспл. бурении за дек. 2012 г. За месяц Компания (предприятие) Нефтяные компании ЛУКОЙЛ ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь Когалымнефтегаз Лангепаснефтегаз Покачевнефтегаз Урайнефтегаз Ямалнефтегаз КАМА-ойл ЛУКОЙЛ-АИК ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть ЛУКОЙЛ-Коми ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть ЛУКОЙЛ-Пермь Нарьянмарнефтегаз НМНГ-МНА ПермТОТИнефть РИТЭК, всего Роснефть Ванкорнефть

С начала года

За месяц

Суммарный Средняя Суммарный Средняя Факт. фактичес- глубина фактичес- глубина Факт. скв. скв. кий скважины, кий скважины, метраж м метраж м 138 84 34 12 25 13

360384 240287 108411 33558 70186 28132

2611 2861 3189 2797 2807 2164

5

15756

3151

6

9903

1651

17

32275

1899

26 126 11

62163 335435 32249

2391 2662 2932

1250 811 332 168 190 114 7 1 33 2 140 4 142 2 1 4 110 1254 55

3207671 2367408 1049469 503014 524812 259392 30721 3044 95396 5543 190226 19407 248000 7096 4679 10308 256564 3611744 167943

2566 2919 3161 2994 2762 2275 4389 3044 2891 2772 1359 4852 1746 3548 4679 2577 2332 2880 3054

Компания (предприятие) Востсибнефтегаз Дагнефтегаз РН-Краснодарнефтегаз РН-Пурнефтегаз РН-Сахалинморнефтегаз РН-Северная нефть РН-Ставропольнефтегаз РН-Юганскнефтегаз Самаранефтегаз Удмуртнефть Газпром нефть Газпром нефть Оренбург Газпромнефть-Восток Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз Газпромнефть-Хантос Магма ЦНТ ЮУНГ Сургутнефтегаз Сургутнефтегаз (УФО)

С начала года

Суммарный Средняя Суммарный Средняя Факт. фактичес- глубина фактичес- глубина Факт. скв. скв. кий скважины, кий скважины, метраж м метраж м 1 1 1 5 1 96 5 5 53 4 5 19 23 2

1630 3182 603 12230 3470 258147 15813 8111 177570 11919 15752 63570 80127 6202

1630 3182 603 2446 3470 2689 3163 1622 3350 2980 3150 3346 3484 3101

141 141

404741 404741

2871 2871

3 19 3 44 3 21 4 1018 27 57 649 16 45 186 384 15 1 2 1661 1661

6651 84410 6584 146962 9252 52707 13863 2964656 72878 85838 2203601 43727 133454 683684 1269931 38047 3650 31108 4730275 4730275

2217 4443 2195 3340 3084 2510 3466 2912 2699 1506 3395 2733 2966 3676 3307 2536 3650 15554 2848 2848

БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

статистика

За месяц Компания (предприятие)

С начала года

За месяц

Суммарный Средняя Суммарный Средняя Факт. фактичес- глубина фактичес- глубина Факт. скв. скв. кий скважины, кий скважины, метраж м метраж м

ТНК-BP Холдинг 41 Бугурусланнефть 1 Ваньеганнефть Варьеганнефтегаз 2 Верхнечонскнефтегаз 6 Нижневартовское НГДП 1 Оренбургнефть 15 Самотлорнефтегаз 6 ТНК-Нижневартовск 2 ТНК-Нягань 2 ТНК-Уват 6 Татнефть им. В.Д. Шашина 26 Татнефть им. В.Д. Шашина 24 Татнефть-Самара 2 Башнефть 4 Башнефть 4 Славнефть 17 Обьнефтегазгеология 2 Славнефть Славнефть-Мегионнефтегаз 6 Славнефть-Мегионнефтегазгеология Славнефть-Нижневартовск 9 РуссНефть 8 Аганнефтегазгеология АКИ-ОТЫР Белкамнефть Белые ночи 3 Варьеганефть Дуклинское Мохтиннефть 1 Нафта-Ульяновск 1 Ново-Аганское Поселковое Региональный нефтяной консорциум РешНК Рябовское 1 Севернефть-Ярайнер 1 Столбовое Удмуртская нефтяная компания Ульяновскнефтъ Уральская нефть 1 Федюшкинское Нефтяные компании, итого 554 НОВАТЭК НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз Прочие производители 3 Зарубежнефть РУСВЬЕТПЕТРО 3 Бурнефтегаз 10 Соровскнефть 10

133059 2480

3245 2480

6645 17503 2615 47700 14486 5210 5041 31379 45356 42524 2832 10518 10518 68572 6590

3323 2917 2615 3180 2414 2605 2521 5230 1744 1772 1416 2630 2630 4034 3295

23432

3905

38550 19129

4283 2391

9486

3162

1459 3273

1459 3273

1800 1526

1800 1526

1585

1585

1554764

2806

9921

3307

9921 27601 27601

3307 2760 2760

525 14 8 27 65 50 122 46 60 29 104 309 282 27 35 35 166 48 5 45

1639301 32223 26985 83125 196162 135269 445593 112555 160769 67024 379596 497278 453293 43985 71555 71555 652772 213292 24161 170409

3122 2302 3373 3079 3018 2705 3652 2447 2679 2311 3650 1609 1607 1629 2044 2044 3932 4444 4832 3787

2

8707

4354

66 141 1 31 5 23 2 3 1 3 7 5 17 4 1 1 14 2 7 1 13 5990 6 6

236203 381768 3444 99005 8459 73598 5331 9682 1459 9949 20160 13956 23910 5078 1800 1526 44308 3449 12446 1585 42623 16995965 33994 33994

3579 2708 3444 3194 1692 3200 2666 3227 1459 3316 2880 2791 1406 1270 1800 1526 3165 1725 1778 1585 3279 2837 5666 5666

40

132535

3313

40 10 10

132535 27601 27601

3313 2760 2760

Компания (предприятие)

С начала года

Суммарный Средняя Суммарный Средняя Факт. фактичес- глубина фактичес- глубина Факт. скв. скв. кий скважины, кий скважины, метраж м метраж м

Альянс Восточная Транснациональная компания Колвинское Санеко Татнефтеотдача Хвойное Апойл Благодаров-Ойл Булгарнефтъ Геология Иделойл ИНГА ИНК КанБайкал Резорсез Инк. Кара-Алтын Карбон-Ойл Каюм Нефть Комнедра (УПК Недра) Кондурчанефть Косьюнефть Матюшкинская вертикаль Меллянефть Негуснефть Норильскгазпром Нортгаз Охтин-Ойл Печоранефтегаз Реимпэкс-Самара-Нефтепромысел Роспан Интернешнл Салым Петролеум Дев. Н.В. Самараинвестнефть Самара-Нафта Сиаль СИБИНТЭК Тарховское ТАТЕХ Татнефть-Геология Татойлгаз Томскнефть (ВНК) Транс-ойл Троицкнефть Шешмаойл Прочие производители, итого Операторы СРП Эксон НЛ (Сахалин-1) всего, в т.ч.: Сахалин-1 (иностранный капитал} Операторы СРП, итого Всего

3

9139

3046

46

130823

2

5185

2593

19

52089

2742

1

3954

3954

1 2

1453 2627

1453 1314

1 2

594 6819

594 3410

4

5264

1316

3 1

8644 1241

2881 1241

15 7 2 3 9 4 5 5 11 20 25 7 26 3 2 4 11 1 16 2 1 3 3 6 1

61577 7794 2343 7020 15286 5778 6588 7482 16090 39283 76785 19283 35614 3685 5318 12569 15107 2367 47682 2583 2309 3552 10618 7536 2000

4105 1113 1172 2340 1698 1445 1318 1496 1463 1964 3071 2755 1370 1228 2659 3142 1373 2367 2980 1292 2309 1184 3539 1256 2000

10

28805

2881

1

2012

2012

10 2

29280 4993

2928 2497

53

138393

2611

607

1693157

2789

2844

1

1616

1616

3 99 1 24 1 3 2 3 7 4 161 16 7 16 609

8165 293801 1540 60035 1782 8585 2066 3739 10903 4807 468815 40635 9083 20460 1564505

2722 2968 1540 2501 1782 2862 1033 1246 1558 1202 2912 2540 1298 1279 2569

2

23653

11827

2 2 6607

23653 23653 18618117

11827 11827 2818

Информация о скважинах, законченных строительством в развед. бурении за дек. 2012 г. За месяц Компания (предприятие)

С начала года

СумСредняя марный глубина Факт. скв. фактиФакт. скв. ческий скважины, м метраж

Нефтяные компании ЛУКОЙЛ ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь Когалымнефтегаз Лангепаснефтегаз Покачевнефтегаз Урайнефтегаз Волгодеминойл КАМА-ойл ЛУКОЙЛ-АИК ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть ЛУКОЙЛ-Коми ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть ЛУКОЙЛ-Пермь Нарьянмарнефтегаз РИТЭК, всего Роснефть Востсибнефтегаз Дагнефтегаз РН-Пурнефтегаз РН-Северная нефть РН-Юганскнефтегаз Самаранефтегаз Удмуртнефть Газпром нефть Газпромнефтъ-Ноябрьскнефтегаз Сургутнефтегаз Сургутнефтегаз (УФО) ТНК-BP Холдинг Оренбургнефтъ Самотлорнефтегаз ТНК-Нижневартовск ТНК-Уват Татнефть им. В.Д. Шашина БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

7 1 1

19595 3357 3357

2799 3357 3357

1

1930

1930

1

3489

3489

4 3 1

10819 8646 2415

2705 2882 2415

1

4076

4076

1

2155

2155

1 1 6 6 1 1

3100 3100 14344 14344 2953 2953

3100 3100 2391 2391 2953 2953

4

6821

1705

38 13 4 1 1 6 1 1 1 1 5 3 2 1 10 16 1 1 1 1 5 5 2 5 5 78 78 27 13 1 1 12 15

За месяц

СумСредняя марный глубина фактический скважины, м метраж 100987 33959 12249 2740 6040 12930 5097 2730 2931 1930 16775 8869 2135 2400 24161 43351 2415 3082 4076 3898 15175 11588 3117 16168 16168 203603 203603 89368 42291 2125 2892 42060 27147

2658 2612 3062 2740 3020 2155 5097 2730 2931 1930 3355 2956 1068 2400 2416 2709 2415 3082 4076 3898 3035 2318 1559 3234 3234 2610 2610 3310 3253 2892 3505 1810

Компания (предприятие)

Татнефть им. В.Д. Шашина Татнефть-Самара Башнефть Башнефть РуссНефть Нафта-Ульяновск Удмуртская национальная нефтяная компания Нефтяные компании, итого Прочие производители Зарубежнефть РУСВЬЕТПЕТРО Альянс Санеко Алойл Бенталь ВЕЛЛойл Геология ИНГА Каюм Нефть Нефтесервис Нортгаз Печоранефтегаз Роспан Интернешнл Самараинвестнефть Самара-Нафта Сиаль ТАТЕХ Томская нефтегазовая компания Томскнефть ВНК Троицкнефть Шешмаойл Прочие производители, итого Всего

С начала года

СумСредняя марный глубина Факт. скв. фактиФакт. скв. ческий скважины, м метраж 4 6821 1705 11 4 10 10 2 1 22

55459

2521

1

2650

2650

1

1950

1950

2 24

4600 60059

2300 2502

СумСредняя марный глубина фактический скважины, м метраж 18784 1708 8363 2091 19731 1973 19731 1973 3288 1644 1748 1748

1

1540

1540

191

503643

2637

2

7041

3521

2 4 4 1 1

7041 15784 15784 1629 ‘895 2700 3564 3487 2048 1737 3040 2120 3550 2083 30676 1583 1378 2530 10650 1490 3502 102487 606130

3521 3946 3946 1629 1895 1350 ‘’Шй’ 3487 2048 1737 3040 2120 3558 2083 2556 1583 1378 2530 2663 1490 1751 2500 2613

1 1 1 1 1 1 1 12 1 1 1 4 1 2 41 232

юбилей

Не устает душа трудиться.

80 лет профессору Аркадию Захарову THE SOUL IS NOT TIRED TO WORK. 80-years JUBILEE of professor Arcady ZAKHAROV

Key words: A.P. Zakharov, robotized drilling complexes, lining and repair wells, jubilee, congratulations

А

В апреле 80-летний юбилей отмечает постоянный автор журнала профессор Аркадий Петрович Захаров – известный ученый, организатор и практик, оставивший заметный след в истории развития нефтегазовой отрасли России.

Ключевые слова: А.П. Захаров, роботизированные буровые комплексы, крепление и ремонт скважин, юбилей, поздравления well@dol.ru

68

ркадий Петрович Захаров, профессор, д.т.н., д.ф.н., инициатор и организатор Научно-промышленной Национальной академии нефти и газа, ее первый генеральный директор и главный ученый секретарь, а с 2011 г. после смерти президента академии В.С. Черномырдина занял этот пост. А.П. Захаров родился 7 апреля 1933 г. в городе Хвалынске на Волге. В 1956 г. окончил Московский нефтяной институт им. И.М. Губкина. Работал оператором по цементированию скважин; механиком в конторе подземного и капитального ремонта скважин НПУ «Первомайское» треста «Грознефть». Прошел школу конструкторской работы в «Гипронефтемаше». Являясь одним из разработчиков агрегата А-40, он провел практически в одиночку повторные промышленные испытания и довел образцы агрегатов №1 и №2 до рекомендации в серийное производ­ ство, несмотря на отрицательный результат первых испытаний. Более 10 лет А.П. Захаров работал во ВНИИБТ, где сформировался как самостоятельный ученый, внесший большой вклад в решение проблем с осложнениями при бурении и цементировании скважин в условиях Западной Сибири и Крайнего Севера. Именно во ВНИИБТ блестяще защитил кандидатскую диссертацию. В 70-е гг. он разработал устройство УОК-1 («мягкий стоп») и соответствующую технологию цементирования обсадных колонн буровыми насосами, что нашло широкое применение в разведочном бурении Западной Сибири и в условиях Крайнего Севера. С 1976 г. А.П. Захаров во ВНИИнеф­ темаше, организовал и возглавил отдел НИОКР по созданию роботизированных буровых комплексов. Под его руководством разработан самоходный роботизи-

рованный буровой комплекс РБК-5 для бурения скважин на воду конечным диаметром 600 мм на глубину до 800 м, который был изготовлен и успешно прошел заводские испытания, но дальнейшие работы были прекращены в связи с разрушением СССР. Профессор А.П. Захаров в течение многих лет параллельно с основной работой преподавал в ВЗПИ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, в Институте повышения квалификации МИНхиммаша и МИН­ тяжмаша. Профессор А.П.Захаров является крупным ученым в области крепления и ремонта скважин, роботизированных буровых комплексов. Его отличают системный подход к проблемам, нестандартность предлагаемых решений, прекрасные организаторские и аналитические способности. Особо следует отметить оригинальность философского мышления профессора Захарова, его интересные рассказы о буровиках, их быте и работе, писательские и публицистические работы. Заслуживает внимания последняя работа академии – выпуск 1-й части «Энциклопедического альбома нефти и газа России – история в лицах и свершениях». Этот капитальный труд – первое подобное издание за всю историю отрасли, получившее повсеместно отличные отзывы. Главная заслуга в этом принадлежит автору проекта – профессору А.П. Захарову. Желаем Аркадию Петровичу многих лет творческой жизни, успехов, здоровья и благополучия ему, его родным и близким. А.А. Бровенко, А.И. Булатов, Л.И. Губина, А.М. Гусман, А.И. Гриценко, И.Н. Елисеенко, В.И. Крылов, В.И. Кудинов, А.Г. Калинин, Г.М. Молчанов, С.А. Оганов, А.Г. Павлинов, Р.С. Сулейманов, А.С. Удинский, Г.М. Шило БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 04/2013

УДК 929

Constant author of «Drilling & oil» magazine professor Arcady Petrovich ZAKHAROV celebrates 80-year birthday anniversary in April. He is prominent scientist, organizer and practical worker who left remarkable imprint in development history of Russian oil and gas industry.