В 1 3 Ь Т Ф О К И 4 38 Н Т С Е В Й И К С Е Ч И Н Х Е Т О Н Ч ... · С К И Й В Е С Т Н И К О А О « Н К « Р О С Н Е Ф Т Ь » 3 −

НА

УЧ

НО

−ТЕ

ХН

ИЧ

ЕС

КИ

Й В

ЕС

ТН

ИК

О

АО

«Н

К «Р

ОС

НЕ

ФТ

Ь»

3−2

01

1 [

Вы

пус

к2

4]

4Опыт строительства

многоствольной скважины наСреднемакарихинском

месторождении

18Проблемы обустройства морских месторождений

российской Арктики

38Опыт эксплуатации скважин с протяженными участкаминегерметичности эксплуатационныхколонн на примере месторожденийОАО «Самаранефтегаз»

48Формула Барлоу

КОНФЕРЕНЦИИ2 Конференция по обмену опытом инновационной деятельности

ОАО «НК «Роснефть» в области добычи нефти

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА4 Абдрахимов Р.И., Галиев Р.Р., Сулейманов Д.Д.,

Усманов Т.С., Афанасьев И.С. Комплексная интерпретация данных сейсморазведки для прогноза распространения песчаных тел и повышения эффективности бурения

БУРЕНИЕ СКВАЖИН8 Заикин И.П., Кемпф К.В., Ахмедов Н.Э.

Опыт строительства многоствольной скважины наСреднемакарихинском месторождении

12 Кошелев В.Н., Маслов В.В. Высокоплотные безбаритовые растворы для бурения скважин в сложных условиях

16 Оганов Г.С., Парамонов А.А., Попко В.В., Ткачев А.В.Совершенствование конструкций морских глубоких разведочных скважин

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ18 Кузнецов М.А., Севастьянова К.К., Нехаев С.А., Беляев П.В.,

Тарасов П.А.Проблемы обустройства морских месторождений российской Арктики

26 Выхристюк С.В., Сафонов К.В., Кудашов К.В., Прудников А.А.Выработка остаточных запасов турнейского объекта разработкиЛиственского месторождения

30 Бахтизина Н.В.Состояние и перспективы развития добычи и производства нетрадиционных нефтей

36 Шаякберов В.Ф., Латыпов И.А., Исмагилов Р.Р., Белых Д.Н. Технология предварительного кустового сброса воды с использованием выведенных из эксплуатации скважин

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА38 Шайхутдинов Р.Г., Тимашев Э.О., Пресняков А.Ю.,

Козлов С.А., Шириня А.В.Опыт эксплуатации скважин с протяженными участками негерметичности эксплуатационных колонн на примере месторождений ОАО «Самаранефтегаз»

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА И НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЕ42 Рудяк К.Б., Котов С.В., Тыщенко В.А., Котова Н.С, Тимофеева Г.В.,

Фомин В.Н., Тарасов А.В. Исследование закономерностей синтеза при получении моющих приса-док к бензинам

ИЗ ИСТОРИИ НАУКИ И ТЕХНИКИ48 Маянц Ю.А.

Формула Барлоу

52 Рефераты

НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙВЕСТНИК

ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»Издается с 2006 года

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯХудайнатов Э.Ю.(главный редактор) Байков В.А.Бачин С.И.Берлин А.В.Гилаев Г.Г.(заместитель главного редактора)Гончаров И.В.Грибов Е.А.Давыдова Е.А.Думанский Ю.Г.Заикин И.П.Исмагилов А.Ф.Кажаров Р.Н.Кошовкин И.Н.Кузнецов А.М.Малышев Н.А.Рудяк К.Б.Телин А.Г.Томин В.П.Тыщенко В.А.Уваров Г.В.Щукин Ю.В.

Журнал по решению ВАК Минобрнауки Россиивключен в «Перечень российских рецензируемыхнаучных журналов, в которых должны быть опубли-кованы основные научные результаты диссертацийна соискание ученых степеней доктора и кандидатанаук» (редакция 17.06.2011 г.).Журнал включен в Российский индекс научногоцитирования.

СЕКРЕТАРИАТХлебникова М.Э. (ответственныйсекретарь редакционной коллегии)Мамлеева Л.А. Сдано в набор 18.08.2011Подписано в печать 22.09.2011Тираж 1300 экз.

© ОАО «НК «Роснефть», 2011

Зарегистрирован Федеральной службой по надзору за соблюдением законодательства в сфере массовых коммуникаций и охранекультурного наследия01.06.2007 г. ПИ № ФС77-28481

При перепечатке материалов ссылка на«Научно�технический вестник ОАО «НК «Роснефть» обязательна

Отпечатано в ООО «Август Борг»

Научное редактирование статей и prepress ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство»117997, РФ, г. Москва, Софийская наб., 26/1

www.oil-industry.ru

СОДЕРЖАНИЕ

3−2011 [июль−сентябрь]

Выпуск 24

КОНФЕРЕНЦИИ

2 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Конференция по обмену опытоминновационной деятельности ОАО «НК «Роснефть» в области добычи нефти

В конференции приняли участие 120 специалистов, представляющих 9 дочерних добывающих обществ и7 корпоративных научно-исследовательских институтов.

За 2 дня работы конференции было заслушано и обсуждено более 70 докладов. Параллельно проходиларабота двух секций: «Технологии разработки месторождений» и «Технологии бурения и заканчивания, добы-чи и поверхностного обустройства». Об суж да лись подходы к ведению инновационной деятельности в раз-личных обществах, результаты испытания технологий, планируемые проекты разработки новых технологийв рамках целевой инновационной программы.

Конференцию открыл А.М. Кузнецов, заместитель директора Департамента научно-технического развитияи инноваций. В своем докладе Александр Михайлович отметил, что одним из направлений инновационной

5-6 июля 2011 г. в Самаре набазе ОАО «Самаранефтегаз»прошла корпоративная кон-ференция по обмену опытоминновационной деятельностиОАО «НК «Роснефть» в областидобычи нефти. Это уже пятаякорпоративная конференция,посвященная испытанию ивнедрению новых технологийв области добычи нефти.

Президиум конференции

деятельности в соответствии с утвержденнойсоветом директоров ОАО «НК «Роснефть» про-граммой инновационного развития являетсяработа над целевыми инновационными проекта-ми. В ходе работы конференции были заслуша-ны доклады по 18 целевым инновационным про-ектам в области добычи и подготовки нефти.

И.о. директора департамента нефтегазодобычиС.Е. Матяш в приветственном слове участникамконференции подчеркнул, что работа по испыта-нию и внедрению новых технологий в рамкахСистемы Новых Технологий ОАО «НК«Роснефть» ведется с 2006 г. За это время испыта-но и внедрено 97 технологий, что позволилодополнительно добыть более 2 млн. 900 тыс. тнефти и получить экономический эффект более3,8 млрд. руб.

Большой интерес участников вызвали докла-ды: «Внутрискважинная перекачка пластовыхвод» заместителя начальника управления разра-ботки месторождений ОАО «Самаранефтегаз»А.А. Ами рова; «Испытания и применение стек-лопластиковых НКТ и штанг в добывающихскважинах ОАО «Уд мурт нефть» главного инже-нера НГДУ «Киенгоп» ОАО «Удмуртнефть»Ю.В. Шляпникова; «ГРП на слабосцементирован-ных коллекторах с высокой вязкостью нефти»начальника отдела УППР и ГТМ ОАО «Сама -ранефтегаз» А.Н. Парфенова; «Мони то ринг тех-нологического состояния трубопроводов наоснове оптоволоконных технологий» начальникаотдела УЭТ ООО «РН-Юганскнефтегаз» Ш.С. Фа - зы лова; «Разработка технологии проектированияи оптимизации схем кустования месторожде-ний» ведущего инженера ООО «Самара -НИПИнефть» И.О. По роло; «Раз ра ботка внутри-скважинного оборудования для получения гео-логической и технологической информации впроцессе бурения и передача ее на поверхность врежиме реального времени» главного специали-ста ООО «Сама ра НИПИнефть» В.В. Синицы.

Было решено проводить конференцию поинновационной деятельности компании раз в2 года. Также предложено ежегодно проводитьконференции по инновационной деятельности врамках отдельных направлений работыОАО «НК «Роснефть» с привлечением представи-телей сервисных компаний (геология и разработ-ка, механизированная добыча, поверхностноеобустройство).

КОНФЕРЕНЦИИ

3НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА


Комплексная интерпретация данных сейсморазведки для прогнозараспространения песчаных тел и повышения эффективности бурения

ВведениеВ Западной Сибири неокомский разрез сформиро-

вался за счет постепенного бокового заполненияобломочным материалом сравнительно глубоковод-ного морского бассейна. Для основной территорииисточником обломочного материала служило вос-точное обрамление плиты. Заполнение бассейнаосадконакопления происходило на фоне постоянно-го погружения региона. Все это обусловило клино-формное строение разреза [1].

Приобская нефтеносная площадь, размеры кото-рой составляют более 6 тыс. км2, является уникаль-ным объектом для исследований геологическогостроения клиноформных комплексов.

Основная площадь месторождения разрабатыва-ется тремя недропользователями (ОАО «Газпром-нефть-Хантос», ООО «РН-Юганскнефтегаз», НАК«Аки-Отыр»). Запасы углеводородов сосредоточеныв пластах группы АС (АС7-АС12), в меньшей степе-ни – в отложениях ачимовской толщи, а также вверхнеюрских интервалах. Основными объектамиразработки являются пласты АС10-АС12, залежи вкоторых литологически экранированы, водонефтя-ной контакт (ВНК) отсутствует. Палеогеографиче-ские обстановки формирования пород, в которыхвыявлены залежи, сменяют друг друга в западномнаправлении от прибрежно-морских, шельфовых,склоновых до глубоководных [2].

Изменение коллекторских свойств пород зависитот удаленности тех или иных фаций от кромки па-леошельфа. Коллектор в восточной части характе-ризуется относительно высокой проницаемостью((6-10)⋅10-3 мкм2), хорошей связанностью и выдер-

жан по площади (шельфовый тип), в западной –слабо связан, низкопроницаем ((1-3)⋅10-3 мкм2) икрайне изменчив по латерали (глубоководный тип).

В условиях отсутствия в залежах свободной водыосновной задачей геологического сопровожденияразработки месторождения является прогнозирова-ние развития коллектора как по площади, так и поразрезу. Если для отложений в области палеошельфапоиск решения не вызывает затруднений вследствиевыдержанности нефтесодержащих интервалов, тодля глубоководных образований ситуация корен-ным образом отличается. Продуктивная часть раз-реза сосредоточена в небольших по размеру, литоло-гически экранированных линзах, слабо связанныхмежду собой, и, на первый взгляд, «хаотично раз-бросанных» по площади. В связи с этим бурениеновых скважин сопровождается значительнымирисками неподтверждения прогнозных эффектив-ных нефтенасыщенных толщин коллекторов. Наболее ранних этапах разбуривания месторожденияриски компенсировались природным фактором: надглубоководными отложениями пласта АС12 всегдаприсутствовали выдержанные по площади пластыАС10 и АС11. В областях бурения новых скважинпродуктивные интервалы полностью представленыглубоководным типом отложений пласта АС12, и длядостоверного прогноза необходим комплексныйанализ всех имеющихся данных.

Одной из таких площадей является Горшковская(рис. 1), расположенная в северной неразбуреннойчасти Приобского месторождения, где сосредо-точено более 1 млрд. т геологических запасов нефтии запланировано бурение около 2000 скважин. Рас-

Р.И. Абдрахимов, Р.Р. Галиев, Д.Д. Сулейманов, Т.С. Усманов, к.х.н. (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), И.С. Афанасьев, к.ф.-м.н. (ОАО «НК «Роснефть»)

Ключевые слова: терригенная толща, клиноформа, пласт, фация, сейсмотрасса, сейсмофация.

Адрес для связи: [email protected]

УДК 550.834.05 Коллектив авторов, 2011

сматриваемая территория занимает площадь700 км2, изучена 48 разведочными скважинами, вкоторых проведен полный комплекс геофизическихисследований скважин (ГИС), по 9 скважинам име-ется керновый материал, пригодный для литологи-ческого описания. Кроме того, в 2008-2009 гг. былапроведена сейсмическая съемка 3D высокого каче-ства общей площадью 1400 км2.

В результате детальной корреляции, в процессепроведения которой активно использовались резуль-таты сейсморазведки 3D, в горизонтах АС10-АС12были выделены шесть продуктивных пластов:АС10

0(2), АС101-3, АС11

0, АС111, АС12

0-1 и АС122-5 (про-

токол ГКЗ РФ № 1989 от 19.08.09 г.).Для прогноза распространения песчаных тел про-

веден комплексный анализ результатов интерпрета-ции данных сейсмических и геофизических иссле-дований.

1. По данным региональных исследований уста-навлены общие особенности осадконакоплениярегиона.

2. В разбуренной части месторождения в результатеэлектрометрического анализа данных ГИС с при-влечением макроописания керна выделены фациаль-ные зоны.

3. При наличии сейсмических данных на участкахвыделены сейсмоклассы на основе кластерного ана-лиза волновой картины сейсмотрассы в пределах рас-сматриваемого продуктивного пласта.

4. Для разбуренной части, по которой имелись дан-ные сейсмических исследований 3D, выполнен ана-

лиз согласованности выделения фациальных зон порезультатам сейсмо- и электрофациального модели-рования, т.е. подбирался такой набор сейсмофаций,который воссоздавал картину распределения фаций,наиболее близкую к данным электрофациальногомоделирования.

5. Выделенные сейсмофации были объединены накарте в более крупные зоны, характеризующиеся осо-бенностями осадконакопления. Для более надежноговыделения таких зон при необходимости проводилсяподробный анализ по пропорциональным срезам.

6. Для неразбуренных зон месторождения построе-ны карты сейсмических атрибутов, наиболее тесносвязанные с толщиной коллектора в разведочныхскважинах. При этом для каждой выявленной и за-картированной сейсмофации был найден свой сейс-мический атрибут.

Отдельно для каждой сейсмофациальной зоны поскважинным данным и найденным атрибутам по-строены карты эффективных толщин, которые затем«сшивались».

В качестве примера рассмотрим результаты по-строений по пласту АС11

0.

Региональные исследования и литолого-фациальный анализ

Формирование клиноформных комплексов про-исходило в процессе бокового заполнения бассейна.В периоды трансгрессий, при относительно быстромподъеме уровня мирового океана и значительномудалении береговой линии накапливались глины ре-гиональных пачек, залегающих в основании регио-нальных клиноциклитов (пимская, сармановская, по-качевская и др.). Основная же часть объема осадковнакапливалась в периоды регрессий, сопровождав-шихся лавинной седиментацией.

Речная система привносила в мелководную областьпалеобассейна осадки, которые впоследствии сорти-ровались и отлагались под действием вдольберего-вых течений. Часть материала перемещалась в погру-женную область по каналам транспортировки поддействием гравитационных сил и формировала ко-нусы выноса (А.А. Нежданов, 2000 г.).

На территории Приобского месторождения снособломочного материала осуществлялся в западномнаправлении. Кромка палеошельфа, закартирован-ная по результатам интерпретации данных сейсмо-разведки 3D, ориентирована в северо-восточном на-правлении. По результатам литологического описа-ния керна скважин область западнее кромки шельфапредставлена отложениями донных течений, ополз-



Рис. 1. Карта-схема развития коллекторов и кров-ли быстринских глин северной части Приобскогоместорождения

невыми пачками, песчаниками лопастей конуса вы-носа, что соответствует погруженной части палео-бассейна. Зона восточнее кромки сложена песчаника-ми с волнистой слоистостью, отвечающими областипалеошельфа.

Результаты анализа материалов ГИС подтвер-ждают данные изучения керна. Для восточнойчасти кривые ГИС имеют четкую регрессивнуюформу, для западной – сильно изрезаны (пачки сэрозионными границами).

По данным анализа керна и материалов ГИС былизакартированы области, имеющие схожие особенно-сти по амплитуде сигнала [3].

Сейсмофациальный анализ. Построениекарт сейсмофаций

Анализ формы сейсмических трасс показал, что поплощади она не постоянна и реагирует на смену фа-циальных зон. Проблема заключается в выборе числаклассов (типовых сейсмических трасс). Задача быларешена следующим образом. Нижний предел числаклассов (не менее восьми) установлен по результатаманализа скважинной информации, поскольку седи-ментологическая модель должна уточняться. Так какплощадь разбурена по редкой сетке скважин, высокавероятность того, что не все зоны вскрываются сква-жинами. Не представляется возможным определить,являются ли эти зоны продуктивными, однако их не-обходимо учитывать. С целью определения опти-мального числа классов был использован статистиче-ский подход. Для этого были рассчитаны карты сейс-мофаций с числом классов от 5 до 30 и коэффициен-ты корреляции между типовыми сейсмическими

трассами. По мере увеличения числа классов факти-чески исчезает различие между «наиболее похожи-ми» трассами, одновременно уменьшается разницамежду «наименее похожими» типовыми трассами.Другими словами, возникает некий «эффект насы-щения», и дальнейшее увеличение числа классов неприводит к уточнению геологического строения.Таким образом, достижение «эффекта насыщения»установлено при числе классов, равном 15.

На карте сейсмоклассов (рис. 2, а) границы цвето-вых зон в правой части ориентированы на северо-восток, в левой - вытянуты в западном направлении,в центральной – имеют сложную форму. Такая ори-ентировка границ хорошо согласуется с представле-ниями об осадконакоплении пласта: обломочный ма-териал в области палеошельфа был ориентированвдоль кромки за счет действия вдольбереговых тече-ний, в погруженной части бассейна – перпендикуляр-но кромке за счет действия гравитационных потоков.Сопоставление полученной карты с результатами ин-терпретации данных ГИС позволило исключитьзоны, в которых вскрыт неколлектор, а также обла-сти, которые не вскрыты скважинами (рис. 2, б). В ре-зультате по оставшимся зонам можно закартироватьграницу замещения коллекторов, а направленностьграниц классов при построении прогнозных карт эф-фективных толщин позволяет оценить ориентиров-ку песчаных тел по площади.

Построение прогнозных картАтрибуты рассчитывались с учетом деления на фа-

циальные зоны. В идеальном случае для каждойфации должен быть определен собственный атрибут.



Рис. 2. Карта-схема распространения сейсмофаций в целом по изучаемой территории (а) и с исключением зон-неколлекторов (б)



Однако, поскольку площадь разбурена по редкойсетке скважин, провести столь детальный анализ непредставляется возможным. В связи с этим атрибутырассчитывались только по двум крупным фациаль-ным зонам: глубоководной и шельфовой. Макси-мальная степень корреляции с эффективной толщи-ной коллектора для глубоководной части достигнутапри использовании атрибута «Среднее значение поогибающей», в шельфовой части – атрибута «Мини-мальное значение по кубу амплитуд». С помощью

полученных зависимостей толщина – атрибут картыатрибутов были пересчитаны в карту эффективныхтолщин.

В дальнейшем по данной методике были построе-ны карты начальных нефтенасыщенных толщин повсем шести выделенным пластам: АС10

0(2), АС101-3,

АС110, АС11

1, АС12

0-1 и АС122-5. Максимумы развития

толщин коллекторов смещены относительноскв. 617Р, 1013Р на север, в область, ограниченнуюскв. 616Р, 1017Р и 1015Р (рис. 3). В результате быласкорректирована приоритетность бурения кустовна ближайшие 5 лет. Так, кусты в районе скв. 617Р и1013Р, ранее классифицировавшиеся как перспек-тивные (см. рис. 3, а), попадают в область неблаго-приятных толщин. Вскрытие повышенных толщиножидается в узкой полосе по линии скв. 1015Р,1010Р и 420Р.

В целом новая карта прогнозных эффективныхнефтенасыщенных толщин существенно отличаетсяот ранее использовавшейся (см. рис. 3) и при прочихравных условиях является более достоверной, по-скольку при ее построении, помимо скважинных дан-ных, использовались результаты сейсморазведки 3D иучитывались особенности осадконакопления пластов.

Выводы1. Эффективность прогноза развития коллекторов

достигается благодаря детализации геологическоймодели за счет комплексного анализа информации оместорождении: представлений об осадконакопле-нии пластов, скважинных данных, результатов сейс-моразведочных работ 3D.

2. Использование рассмотренного подхода позво-ляет минимизировать риски при эксплуатационномбурении, эффективнее планировать мероприятияпо доразведке месторождения.

Список литературы

1. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-лит-мологический аспект/Ю.Н. Карагодин, С.В. Ершов, В.С. Сафонов[и др.] – Новосибирск: СО РАН НИЦ ОИГГМ, 1996 – 252 с.

2. Прогнозирование нефтегазоносности в низкопроницаемых кол-лекторах клиноформных осадочных образований нижнего мела вКондинско-Приобской нефтегазоносной зоне/Т.В. Крючкова,В.П. Игошкин, В.П. Куклин, Г.И. Давиташвили// SPE 116955. – 2008.

3. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – ли-тологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 259 с.


Рис. 3. Карты-схемы суммарных эффективныхнефтенасыщенных толщин горизонтов АС10-АС12,построенные на основе метода интерполяциискважинных данных (а) и комплексного анализаданных (б)

БУРЕНИЕ СКВАЖИН


Опыт строительства многоствольной скважины на Среднемакарихинскомместорождении

ВведениеНесмотря на имеющийся мировой опыт строи-

тельства и эксплуатации многоствольных скважин(МСС)[1-3], в России эта технология еще не яв-ляется широко распространенной, хотя и приме-няется такими компаниями, как ОАО «Сургутнеф-тегаз», ОАО АНК «Башнефть», ОАО «ЛУКОЙЛ».

Проводимые ОАО «НК «Роснефть» в РеспубликеКоми работы по строительству многоствольныхскважин [4] служат источником ценной практиче-ской информации, которую можно использоватьпри масштабной реализации данной технологии сцелью повышения рентабельности разработки ме-сторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Основной целью строительства трехствольнойскважины на Среднемакарихинском месторожде-нии (ООО «РН-Северная нефть») являлись стра-тегическое испытание технологии строительстваМСС и определение возможности ее дальнейшегоприменения на месторождениях ОАО «НК «Рос-нефть» в различных горно-геологических усло-виях. Кроме того, планировалось:

– повысить добычу нефти за счет увеличенияплощади дренирования продуктивных пластовпутем бурения двух дополнительных стволов(длиной 300-400 м) из эксплуатационной колон-ны диаметром 168 мм;

– уменьшить удельные капитальные вложения засчет снижения стоимости бурения транспортногоствола, подготовительных работ и обустройстваскважины;

– уменьшить удельные эксплуатационные за-траты за счет снижения стоимости обслуживанияскважины.

Работы по проектированию МСС велись в ООО«Са ма ра НИПИ нефть».

Основные этапы строительства МСС

1. Проектирование и выбор технологии.2. Бурение основного ствола, включая транс-

портный.3. Строительство дополнительных (последова-

тельно нижнего и верхнего) стволов.4. Освоение.На рис. 1 приведена схема проектной конструк-

ции скв. 715 Среднемакарихинская.

Строительство основного ствола При проектировании и строительстве основно-

го ствола скважины, особенно верхней частитранспортного ствола, возник ряд проблем. Ранеена данном кусте уже было построено несколькоскважин, при этом основной ствол проектируе-мой скважины должен был быть пробурен в на-правлении, обратном направлению движениястанка (НДС). Соответственно возник риск пере-сечения основного ствола со стволами уже пробу-ренных скважин. Буровой подрядчик (ООО «РН-Бурение») справился как с этой проблемой, так ис возможными осложнениями при бурении ниж-ней части скважины.

И.П. Заикин, К.В. Кемпф (ОАО «НК «Роснефть»), Н.Э. Ахмедов (ООО «СамараНИПИнефть»)

УДК 622.24.085.2 И.П. Заикин, К.В. Кемпф, Н.Э. Ахмедов, 2011

Ключевые слова: бурение, многоствольные скважины (МСС).


Выполненные специалистами ООО «Самара-НИПИнефть» расчеты показали недостаточнуюпрочность стальных бурильных труб СБТ-89 прироторном способе вырезания двух окон из экс-плуатационной колонны диаметром 168 мм для

бурения дополнительных ство-лов. Было принято решениеввести в конструкцию проме-жуточную колонну диаметром245 мм, чтобы иметь возмож-ность вести строительство до-полнительных стволов комби-нированным инструментом наСБТ-89 и СБТ-127.

Строительстводополнительных стволов

По результатам открытоготендера на проведение сервис-ных работ по строительствудвух дополнительных стволов вскв. 715 была выбрана подряд-ная организация ООО «Нацио-нальная буровая компания «За-падная Сибирь», которая ис-пользовала технологию и техни-

ческие средства компании «Бейкер Хьюз» послестроительства основного ствола.

Работы проводились по следующей технологии.1. Глушение основного ствола.2. Отсечение нижнего ствола скважины уста-

новкой мостовой пробки (рис. 2). Подготовкаствола скважины включала очистку стенок обсад-ной колонны и проработку интервалов установкивырезающей компоновки с помощью скребкаСКМ-168. Допускалась проработка полноразмер-ным фрезом диаметром 150,5 мм на стальных бу-рильных трубах. Для спуска и установки пакераПМ-140 использовалась гидравлическая компо-новка ГУК-112.

3. Подготовка колонны для установки извлекае-мых клиньев-отклонителей скреперованием.

4. Ориентированная установка клина-отклони-теля типа Window Master, вырезание окна и инже-нерное сопровождение телеметрической провод-ки дополнительных (нижнего и верхнего) стволовМСС согласно проектной траектории (рис. 3).

5. Извлечение клина-отклонителя Window Mas-ter после бурения каждого дополнительного ство-ла с помощью захватных устройств (рис. 4). Про-водится зацепление клина за специальное отвер-стие. Натяжением инструмента клин извлекается.

6. Обеспечение прохода в оновной ствол разбу-риванием мостовых пробок (рис. 5).



Рис. 1. Схема проектной конструкции скв. 715 Среднемакарихинского месторождения:ПГМЦ – пакер гидравлический для манжетного цементирования; Hв, Hс – глу-бина сккважины соответственно по вертикали и по длине ствола

Рис. 2. Схема технических средств для отсечения ос-новного ствола

Освоение стволов МССБыло принято решение прово-

дить испытание пластов на про-дуктивность после строитель-ства дополнительных стволов.Дополнительные стволы послебурения были заполнены очи-щенным буровым раствором.

Отсутствие в перечне требо-ваний к оборудованию и техни-ческим средствам сочлененийосновного и дополнительныхстволов пункта об обеспеченииселективного доступа в каж-дый ствол после завершениястроительства вызвало трудно-сти при одновременном освое-нии, так как промыть дополни-тельные стволы от буровогораствора оказалось невозмож-но. Был реализован вариантосвоения МСС с применениемтехнологии ЗАО «Химеко-



Рис. 3. Схема технических средств для вырезания окна

Рис. 4. Схема извлечения клина-отклонителяРис. 5. Компоновка для разбуривания мостовойпробки

Ганг», предусматривающей закачку кислотногораствора с последующим замещением продуктовреакции гелем, что дало возможность осуще-ствить селективную обработку верхних боковыхстволов.

По окончании освоения скв. 715 Среднемакари-хинская ООО «РН-Северная нефть» были получе-ны весьма высокие показатели: средний дебитнефти скважин с одним стволом составлял90–100 т/сут, МСС – 200 т/сут. Это подтвердилоэффективность технологии строительства МСС иее привлекательность для других месторожденийкомпании.

С учетом успешного опыта строительстваскв. 715 при проектировании следующей много-ствольной скв. 756 принято решение повыситьсложность ее заканчивания со 2 до 4 уровня с воз-можностью селективного доступа в каждый боко-вой ствол. Разработку технической части проектаведут специалисты ООО «СамараНИПИнефть».

Благодаря слаженной совместной работе специа-листов ОАО «НК «Роснефть», ООО «Севернаянефть», проектных и подрядных буровых и сер-висных организаций были успешно осуществленыбурение и освоение ММС 2 уровня сложности за-канчивания. Подтверждена экономическая эффек-тивность МСС, существенно увеличена суточнаядобыча.

Проект является важным этапом реализации Це-левого Инновационного Проекта ОАО «НК «Рос-нефть» по разработке импортозамещающего обо-рудования для строительства МСС. Подтвержденаконкурентоспособность технических средств 2уровня сложности, производимых российскимикомпаниями (ООО «АНЕГА-бурение», НПФ «Раду-га» и др.).

Приобретенный в результате реализации про-екта опыт позволил сформулировать дополни-тельные важные требования к технологиям и тех-ническим средствам, применяемым при строи-тельстве МСС, что послужит базой для возмож-ного их строительства не только в ООО «Север-ная нефть», но и в других дочерних обществахОАО «НК «Роснефть».

Выводы1. Необходимо проектировать строительство

ММС с площадок, расположенных ближе к про-ектным забоям и позволяющих разрабатыватьпрофиль таких скважин без возможности пере-сечения с пробуренными ранее скважинами.

2. Требуется не допускать ориентированной уста-новки клина-отклонителя на временный цементныймост. Клин-отклонитель должен иметь извлекаемыйили разбуриваемый якорь длиной не более 10 м.

3. Клин-отклонитель должен извлекаться из сква-жины натяжением бурового инструмента не более300 кН (без учета веса бурового инструмента).

4. После извлечения клина верхняя часть остав-шегося в скважине якоря должна фиксироватьустройство, обеспечивающее селективный доступв стволы.

5. При строительстве дополнительных стволовтехнология должна способствовать надежному от-сечению пробуренных стволов и временной ихконсервации.

6. Испытание каждого ствола скважины должнопроводиться сразу после бурения, что требуется за-крепить в техническом задании на составлениепроекта.

7. Необходимо провести испытание новых техни-ческих средств при строительстве МСС из обсад-ных колонн диаметрами 146, 168 и 178 мм.


1. Григорян А.М. Вскрытие пластов многозабойными и гори-зонтальными скважинами. – М.: Недра, 1969. – 192 с.

2. Абдурахманов М.Т., Гилязов Р.М. Проектирование профилейгоризонтальных скважин пространственного типа//Бурениеи нефть. – 2011. – № 4 – С.

3. Низамов Д.И., Ахмедов Н.Э. Разработка и создание отечествен-ных технологий и технических средств строительства многоза-бойных скважин. – Режим доступа:

www.npfraduga.ru/ru/scientific.html

4. Опыт бурения многоствольных скважин в РеспубликеКоми/И.П. Заикин, К.В. Кемпф, А.И. Федоров [и др.]//Научно-тех-нический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2011. – № 1. – С. 14-15.





Высокоплотные безбаритовые растворыдля бурения скважин в сложных условиях1

Проводка боковых наклонно направленных игоризонтальных стволов в условиях аномальновысокого пластового давления (АВПД) и повы-шенных температур осложняется следующиминегативными факторами, влияющими на безава-рийность и успешность бурения скважины.

1. Из-за потери биополимерными раствораминесущей способности при повышенных темпера-турах происходят ускоренная седиментация твер-дой фазы (барита и выбуренной породы) из утя-желенных биополимерных растворов и образова-ние в стволе скважины «шламовых пробок». Этоприводит к необходимости проработки стволаскважины в зоне накопления шлама или прихватуинструмента при «сползании» шлама в зонах на-клона ствола под углом более 30°.

2. В условиях проводки ствола в проницаемыхзонах с использованием раствора с большим ко-личеством твердой фазы на стенке скважины об-разуется достаточно толстая фильтрационнаякорка, которая способствует повышению прихва-тоопасности бурового инструмента и увеличива-ет усилие, необходимое для ликвидации прихвата.Повышенное содержание твердой фазы в раство-ре предполагает также больший расход смазоч-ных добавок для обеспечения требуемого уровнякоэффициента трения между колонной труб истенками скважины.

3. Для минимизации высокотемпературнойфильтрации, определяющей проникновение вод-ного фильтрата в пласт, в растворах с высоким со-держанием твердой фазы необходимо применятьбольшее количество реагентов-стабилизаторов.

4. При проводке протяженных стволов в не-устойчивых породах необходимо использоватьминерализаторы для придания раствору ингиби-рующих свойств, что приводит к увеличениючисла компонентов в растворе и требует примене-ния достаточно сложного процесса поддержанияего свойств.

5. При разбавлении полимерного раствора сбольшим содержанием твердой фазы минерали-зованной водой могут резко ухудшиться струк-турно-механические свойства раствора с быст-рым выпадением твердой фазы в осадок, после-дующим снижением противодавления на пласт иусилением проявления пластового флюида.

Для решения указанных проблем ЗАО «НПО Ре-сурс» разработаны биополимерные безбаритовыерастворы высокой плотности на основе ком-плексного минерализатора, обработанные мини-мальным количеством реагентов, которые пред-отвращают практически все перечисленныеосложнения. Раствор представляет собой воднуюкомпозицию минерализатора, реагентов-стабили-заторов, кольматирующих, антикоррозийной,смазочной и других добавок.

Ниже приведен состав безбаритовых растворов.XG Polimer (ТУ 2235-003-97176409-09) ......Структурообразователь Полимер 2 ................................Понизитель фильтрацииССД 2М(ТУ 2458-001-57029687-2006) ..........Смазочная добавкаDefoamer В (ТУ 2257-001-57029687-2006) ........ПеногасительFlosalt .................................Утяжелитель-минерализаторМел ..................................................................Кольматант

В.Н. Кошелев, д.т.н., В.В. Маслов, к.т.н. (ЗАО «НПО Ресурс»)

УДК 622.442.063.2:582.13 В.Н. Кошелев, В.В. Маслов, 2011

Ключевые слова: боковой ствол, высокоплотные буровые растворы без твердой фазы.


1 Статья подготовлена по материалам доклада, сделанного на I Научно-практической конференции «Инжиниринг строительства иреконструкции скважин» 1-3 июня 2011 г., Самара.

Специальные добавки...............Ингибиторы коррозии, бактерициды, ингибиторы

термоокислительной деструкции, реагенты для предотвращения поглощений и др.

Основное назначение безбаритовых растворов –вскрытие продуктивных горизонтов и заканчива-ние скважин с давлениями в продуктивных пла-стах, превышающими гидростатическое, пред-отвращение необратимой кольматации продук-тивного пласта. При этом проницаемость продук-тивного пласта практически не нарушается.

При незначительном варьировании компонен-тов системы можно получить растворы с близки-ми технологическими свойствами плотностью от1,15 до 1,6 г/см3. Раствор обладает очень хороши-ми ингибирующим свойствами (показатель скоро-сти увлажнения глин П0 достигает отрицательныхзначений) и минимальной фильтрацией в нор-мальных условиях и при повышенных температу-рах. Фильтрация раствора плотностью 1,4 г/см3

при нормальных условиях изменяется в пределах0,8 – 1,4 см3 за 30 мин, при температуре 80 °С со-ставляет 6,4 см3. Это обеспечивает предотвраще-ние прихвата бурового инструмента для перепададавления от 6 до 10 МПа в системе скважина –пласт. Толщина образующейся корки измеряетсядолями миллиметра и не приводит к изменениюдиаметра ствола или возникновению другихосложнений. Свойства раствора и его технологич-ность оценивалась по методикам [1, 2].

Раствор плотностью более 1,4 г/см3 обладает до-статочно высокой пластической вязкостью, но егопрогрев обеспечивает снижение гидродинамиче-ских нагрузок на скважину за счет уменьшениявязкости дисперсионной среды. При плотностираствора, равной 1,6 г/см3, нагрев раствора дотемпературы 70 °С приводит к снижению пласти-ческой вязкости дисперсионной среды на 200 %,при плотности 1,4 г/см3 – на 70-100 %.

На рис. 1 показано изменение реологическихсвойств безбаритового раствора при разбавле-нии. За счет варьирования в растворе количествабиополимера и соли можно получать как высоко-вязкие, так и стандартные по реологии растворы.

Транспортирующая способность растворовплотностью 1,3 – 1,6 г/см3 со стандартной рецеп-турой высокая. Коэффициент транспорта шламапри скорости бурения 5 м/ч с промывкой безба-ритовым раствором плотностью 1,4 г/см3 (пла-стическая вязкость – 27 мПа⋅с, динамическое на-пряжение сдвига – более 100 дПа) для скважиныдиаметром 126 мм, глубиной 3000 м, со сложным

профилем и углом наклона 80° изменяется от 0,9до 0,95 при подаче насосов около 6 л/с. При этомдавление в конце интервала составит около19 МПа. Для увеличенного диаметра скважины(135 мм) коэффициент транспорта шлама равен0,84–0,92, давление в конце интервала – около17 МПа.

Смазочные свойства раствора с добавкой стан-дартной смазки ССД 2М близки к свойствам не-утяжеленного биополимерного раствора, чтообеспечивает минимальные сопротивления дви-жению бурового инструмента в стволе скважины.

Важным фактором применения безглинистыхсистем является оценка изменения технологиче-ских свойств раствора при проходке глинистыхотложений. Диспергирования высокоактивныхглин в растворе практически не происходит, чтопозволяет бурить достаточно длинные стволы бездополнительной обработки бурового раствора.При этом раствор легко очистить от выбуреннойпороды.

Проверка глиноемкости безбаритового раство-ра показала, что ввод до 5 % бентонита на реоло-гические свойства раствора не влияет. Бентонит врастворе не диспергируется, что подтверждаетвысокую ингибирующую активность раствора.

Многочисленные проблемы возникают при бу-рении скважин в зонах многолетнемерзлыхпород. Основной причиной некачественного це-ментирования и последующих проблем, связан-ных с герметичностью заколонного пространствав интервале залегания таких пород, является не-соответствие температурного режима процесса



Рис. 1. Зависимость реологических показателей без-баритового раствора плотностью 1,47-1,58 г/см3 отсодержания биополимера:1 – показания реометра Fann при частоте вращения600 мин-1; 2 – динамическое напряжение сдвига, дПа; 3 –пластическая вязкость, дПа

строительства ствола скважины условиям мини-мального растепления этой зоны. Указанная про-блема решается в настоящее время путем созда-ния высоковязких полимер-глинистых или без-глинистых систем, обеспечивающих значитель-ное снижение темпа теплопереноса между слоя-ми бурового раствора и стенкой скважины, сло-женной многолетнемерзлыми породами. Этотспособ применим при невысокой льдистостиразреза и наличии достаточно устойчивыхпород. Однако при увеличении толщины зонымноголетнемерзлых пород, льдистости разреза,наличии слабосцементированных пород или припроводке наклонно направленных стволовустойчивость разреза и его малую кавернозностьможно обеспечить только с использованием бу-ровых растворов и технологии, полностью пред-отвращающих растепление.

Проводка стволов в условиях АВПД и пони-женных температур осложняется целым рядомнегативных факторов, влияющих на безаварий-ность и успешность строительства скважины.

1. Процесс седиментации твердой фазы (баритаи выбуренной породы) из утяжеленных раство-ров и образование в стволе скважины «шламо-вых пробок» при условии недостаточной про-мывки или разбавления раствора пресной водойиз проходимых пород приводят к необходимостипроработки ствола скважины или может вызватьприхват бурового инструмента.

2. При проводке ствола в проницаемых зонах сиспользованием раствора с большим количе-ством твердой фазы на стенке образуется доста-точно толстая фильтрационная корка, котораяповышает прихватоопасность бурового инстру-мента и увеличивает усилие, необходимое дляликвидации прихвата.

3. Для минимизации растепления стенок сква-жины и кавернообразования, определяющихпоследующее качество цементирования и крепискважины, в растворах с высоким содержаниемтвердой фазы необходимо использовать большееколичество стабилизаторов, улучшающих струк-турно-механические свойства раствора.

4. При бурении скважины в неустойчивых гли-нистых породах необходимо применять минера-лизаторы для придания раствору ингибирующихсвойств, что приводит к увеличению числа ком-понентов в растворе и требует использования до-статочно сложного процесса его поддержания.

5. Для разбуривания многолетнемерзлых породжелательно использовать растворы с высокимиреологическими параметрами, что снижает ско-рость и качество очистки раствора от выбурен-ной породы.

Благодаря низкой температуре замерзания без-баритовые растворы можно применять для про-водки скважин в интервалах многолетнемерзлыхпород и залегания газовых гидратов.



Рис. 2. Реологические показатели безбаритовых рас-творов плотностью 1,12 (а), 1,23 (б), 1,4 (в) г/см3

при разных температурах:1 – показания реометра Fann при частоте вращения600 мин-1; 2 – динамическое напряжение сдвига, дПа; 3 –пластическая вязкость, мПа⋅с

Растворы обладают регулируемыми реологиче-скими свойствами как при положительной, так иотрицательной температуре. На рис. 2 приведеныданные о реологических свойствах безбаритовыхрастворов разной плотности при различных тем-пературах. После выдержки в морозильной каме-ре при температуре –19 °С раствор тестировалсяна реометре модели Fann 35. При естественномросте реологических показателей раствор и приотрицательной температуре обладает приемле-мыми технологическими свойствами. В случаеповышенных требований реологические характе-ристики растворов «малой» плотности можнолегко отрегулировать с помощью введения поли-мера-стабилизатора.

Коэффициент повторного использования безба-ритовых растворов составляет не менее 0,7, рас-творы имеют незначительные ограничения по вре-менной устойчивости при надлежащем хранении.

Применение безбаритовых растворов позволяет:– повысить технико-экономические показатели

долот: предположительная расчетная скоростьбурения на 25-30 % выше, чем при использованиирастворов с твердой фазой;

– снизить риск осложнений и аварий при буре-нии (практически 100%-ная гарантия безаварий-ной проводки скважины, предупреждения при-хватов и нарушения устойчивости ствола);

– повысить качество вскрытия продуктивныхпластов: за счет малого радиуса обводненияфильтрация баритового раствора в 2 раза выше,

сохранение проницаемости пласта на 15–25 %выше, чем при использовании растворов с утяже-лителем – баритом;

– в зонах многолетнемерзлых пород повыситьтехнико-экономические показатели бурения и ка-чество цементирования скважин за счет сохране-ния устойчивости пород благодаря низкой (близ-кой к нулю) растепляющей способности и фор-мирования ствола номинального диаметра.

Выводы1. Разработанные утяжеленные безбаритовые

растворы решают широкий перечень проблемпри бурении протяженных боковых стволов ма-лого диаметра в зонах пластов с АВПД.

2. Рецептурный состав безбаритовых растворовпозволяет использовать их при бурении скважинв зонах многолетнемерзлых пород.


1. Выбор бурового раствора и проектирование его свойств/С.А. Рябоконь, А.И. Пеньков, В.Н. Кошелев, Б.А. Растегаев//Тр.ин-та/НПО «Бурение». –2002. – № 7. – С. 3-14.

2. Кошелев В.Н., Терешкин С.П. Водные буровые растворы дляпроводки боковых стволов из скважин старого эксплуата-ционного фонда//Тр. ин-та/НПО «Бурение». – 2044. – № 11. –С. 44-52.


В 2005 г. издана в подарочном варианте уникальная книга Я.А. Рязанова«Энциклопедия по буровым растворам».

Рецензент – академик, профессор О.К. Ангелуполо.Книга включает предисловие на 5 языках, 8 глав, 33 приложения.

В ней рассмотрены основы коллоидной химии, состав, физико-химиче-ские методы контроля качества и показателей материалов и химиче-ских реагентов, буровых и тампонажных растворов, буферных жидко-стей, способы предупреждения и ликвидации осложнений, оборудова-ние по заготовке, очистке и дегазации, экологические вопросы. Приве-дены алгоритмы расчетов и практические примеры.

Книга предназначена для специалистов буровых предприятий, научно-исследовательских институтов, студентов вузов и колледжей.

Тел.: 8 (3532) 52-04-98Факс: 8 (3552) 77-80-31 (для Я.А. Рязанова)

Энциклопедия по буровым растворамРязанов Я.А.



Совершенствование конструкций морских глубоких разведочных скважин1

ВведениеУспешное развитие техники и технологии бурения

глубоких скважин на суше и на море позволило рас-ширить районы ведения поисковых и разведочныхработ. Вместе с тем условия бурения в новых районахосложнены, как правило, не только глубиной скважин,но и геолого-техническими факторами: высокимидавлениями, температурами, большими диаметрами иглубинами спуска обсадных колонн и др. Все этопредставляет весьма трудную задачу для инженеров,проектирующих конструкцию и технологию провод-ки таких скважин.

Особую сложность при проектировании кон-струкций глубоких морских скважин представляетучет существующих ограничений, обусловленныхконструктивными размерами узлов буровогосудна, устьевого оборудования и другими причи-нами, при размещении достаточного числа обсад-ных колонн для перекрытия зон, не совместимыхпо условиям бурения. В статье рассмотрены на-правления решения указанной проблемы.

Проектирование скважин в сложных условияхПоследние 7 лет основной деятельностью ОАО НПО

«Буровая техника» стала разработка проектов строи-тельства морских скважин практически на всей терри-тории Российской Федерации. Это шельфы морей: Ба-ренцева (Штокмановское, Пахтусовское месторожде-ния и др.), Печорского (Приразломное, Медынское-море месторождения и др.), Карского (Чугорьяхинское,Каменномыское месторождения и др.), Каспийского(Лаганский и Центральный лицензионные участки),Черного (структура «Мария»), Охотского (Кайганско-Васюканский, Восточно-Шмидтовский участки, Кирин-ское и Южно-Киринское месторождения), акваторииОбской-Тазовской губы [1]. Кроме того, за последние 2-3 года были реализованы проекты и программы буре-ния на строительство поисковых скв. NEC-W-1 на ли-

цензионном блоке NEC-OSN-97/1 (шельф РеспубликиИндия), скв. 1 на блоке Урумако I (Венесуэльский залив,Венесуэла), скв. VGP-113-BD-1X на лицензионном блоке112 (Вьетнам), скв. 1 на лицензионном блоке СI-205(Кот-д’Ивуар), скв. Almedina №1 (Куба).

Особенностью бурения скважин на шельфе являет-ся глубина моря на точке бурения. На глубинах до150 м используются самоподъемные плавучие буро-вые установки (СПБУ), более 150 м – полупогружныеплавучие буровые установки (ППБУ) или буровоесудно. При этом устьевое оборудование технологиче-ски находится либо в корпусе (СПБУ), либо установ-лено на дне моря (ППБУ или буровое судно).

Основными правилами проектирования кон-струкции, которое ведется снизу вверх, являютсядва типа ограничений: 1) по диаметрам обсадныхколонн; 2) по их числу. Максимальный диаметр на-правления (как правило, 30” (762 мм) или 36”(914,4 мм)) определяется стандартными типораз-мерами колонных головок. Минимальный диаметрэксплуатационной колонны (как можно больший)выбирается по дебиту скважины или наружномудиаметру оборудования, спускаемого в скважинудля исследований и испытаний. При проектирова-нии конструкций глубоководных скважин в усло-виях высоких давлений и температур необходимоустановить достаточное число обсадных колонн,диаметр которых ограничен сверху размерамиустьевой арматуры и блока подводного противо-бросового оборудования (ПВО) 18 3/4” (476 мм),снизу – диаметром эксплуатационной колонны(177,8 или 193,7 мм). Таким образом, для проекти-ровщиков устанавливаются граничные условия помаксимальному и минимальному диаметрам об-садных колонн.

Минимальное число обсадных колон и возможныеглубины их спуска определяются числом интервалов,не совместимых по условиям бурения [2].

Г.С. Оганов, д.т.н., А.А. Парамонов, В.В. Попко, А.В. Ткачев (ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ)

УДК 622.24.085.5 Коллектив авторов, 2011

Ключевые слова: обсадная колонна, аномально высокое пластовое давление (АПВД), проектирование, несовместимые условия бурения.Адрес для связи: [email protected]

1 Статья подготовлена по материалам доклада, сделанного на I Научно-практической конференции «Инжиниринг строительства иреконструкции скважин» 1-3 июня 2011 г., Самара.

Первыми работами ОАО НПО «Буровая техника» вморских акваториях (2002-2003 гг.) стали проектыстроительства скважин глубиной 1200-2000 м в аквато-рии Обско-Тазовской губы с использованием СПБУпри глубинах моря 5-12 м. Исходя из конструктивныхособенностей СПБУ использовалась типовая кон-струкция скважин, показанная на рисунке, а. С 2003 г.работы ведуться на шельфе Арктики (Штокмановское,Приразломное месторождения, Пахтусовская площадьи др), а также на шельфе о-ва Сахалин (см. рисунок, б).Технические характеристики ППБУ позволили увели-чить глубину скважины до 3700 м (при глубине морядо 300 м). Устьевое оборудование устанавливается надне моря, устье скважины соединено с ППБУ морскимрайзером. Для обеспечения высокого дебита скважиныдиаметр хвостовика эксплуатационной колонны при-нят равным 168,3 мм.

В последнее время в Черном море, на шельфе Кубы,а также на суше (п-ов Ямал) проектируются глубокие

(до 6500 м) скважины в условиях высоких темпера-тур (до 200 °С) и наличия зон аномально высокогопластового давления (градиенты пластовых давле-ний – до 0,021 МПа/м). При этом для скважин, в част-ности газовых и газоконденсатных, одновременно сноминальными диаметрами обсадных колонн рас-считываются избыточные наружные и внутренниедавления для определения требуемых зазоров междуобсадными трубами и диаметров породоразрушаю-щего инструмента, а также, если требуется, диамет-ров гидравлических расширителей. Пример сложнойконструкции морской скважины в Черном море при-веден на рисунке, в. В некоторых вариантах конструк-ций для уменьшения числа подвесных устройств вколонной головке, сокращения времени и затрат об-садные колонны (в основном больших диаметров)могут быть подвешены не в колонной головке, а впредыдущей колонне с разгрузкой на заранее уста-новленные в ней посадочные места (supplementaladapter) (см. рисунок, г).

Рассмотренный подход к проектированию скважинв сложных условиях привел к пересмотру существую-щих типовых конструкций со стандартными диамет-рами обсадных колонн с учетом спуска эксплуата-ционного хвостовика максимального диаметра (177,8или 193,7 мм), диаметра проходного отверстия столаротора ППБУ (бурового судна). При разработке такихпроектов были проанализированы конструкции глу-боких скважин в Мексиканском заливе, на шельфеАнголы и Кот-д’Ивуар [3].

ЗаключениеВ ближайшее время наиболее перспективным на-

правлением совершенствования конструкций пристроительстве скважин на шельфе России, по мнениюавторов, является метод подвески обсадных труб впредыдущей колонне, позволяющий расширить диа-пазон используемых диаметров обсадных колонн,снизить металлоемкость и стоимость строительствапри соблюдении требований безопасности.


1. Оганов Г.С., Обухов С.А., Халимов К.Э. Завершение этапа геолого-разведочных работ при освоении Штокмановского ГКМ// Наука итехника в газовой промышленности. – 2007. – №4. – С. 119.

2. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расче-ты при бурении глубоких скважин/под ред. А.Г. Калинина. – М.:Недра, 2000. – 429 с.

3. Пейн М., Миллер Р., Эрпелдинг П. Новое в проектировании глубо-ководных скважин с высокими давлениями и температурами//Неф-тегазовые технологии. – 2005. – № 11. – С. 11 - 17.



Типовые конструкции скважин при глубинах моря 5-12 (а),100-200 (б), 2000-2200 (в), 400-600 м (г)

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ


Проблемы обустройства морских месторождений российской Арктики

ВведениеОАО «НК «Роснефть» владеет рядом лицензий на

разработку месторождений континентальногошельфа РФ, в том числе в арктическом и субаркти-ческом регионах. К основным потенциальным слож-ностям реализации проектов в Арктике относятсяслабо развитая инфраструктура, сложные природ-но-климатические условия, в том числе присутствиельда и ледовых образований в акватории, непростыегрунтовые условия, затруднение транспорта углево-дородного сырья, высокие экологические рискивследствие роста потенциальных негативных по-следствий при разливах во время добычи и транс-порта углеводородов и др.

Большая часть проектов в условиях российскойАрктики не имеет действующих прямых аналогов вмире, поэтому освоение данного региона требуетразвития новых технологий и учета накопленногоопыта. В работе рассмотрены основные аспекты ми-рового опыта выполнения проектов обустройстваморских месторождений в схожих условиях и факто-ры, повлиявшие на успешность их реализации.

Опыт реализации шельфовых проектов в развитых регионах добычи

В настоящее время основными центрами разра-ботки и добычи в море являются Мексиканскийзалив, Северное море, а также районы побережийАфрики, Бразилии, государств Юго-ВосточнойАзии (Индонезии, Малайзии).

Морская добыча в развитых нефтегазоносных ре-гионах позволяет значительно ускорить процесс про-ектирования, строительства и установки сооружений,

наиболее характерным примером является Мексикан-ский залив. Здесь используются во многом схожие со-оружения и существующая инфраструктура. Тем неменее даже при реализации проектов в данных регио-нах часто отмечается затягивание сроков (30-50 %проектов морской нефтегазодобычи в зависимости отрегиона) и увеличение бюджета (рис. 1).

Ярким примером служит реализация проекта Hi-bernia, когда в результате в целом логичной полити-ки максимального задействования местных трудо-вых ресурсов к проектированию и управлениюстроительством железобетонной платформы ново-го типа был привлечен местный подрядчик. Это

М.А. Кузнецов, К.К. Севастьянова, С.А. Нехаев, П.В. Беляев, П.А. Тарасов, к.ф.-м.н. (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

УДК 622.276.1/.4.04 Коллектив авторов, 2011

Ключевые слова: морские нефтегазодобывающие сооружения, проектирование, риски, аварии, арктическийшельф, ледовые нагрузки, управление и контроль ледовой обстановки.


Рис. 1. Средний период отсрочки начала добычив действующих проектах для различных регионов(по данным IHS Herold)

привело не только к затягиванию сроков, но и кугрозе срыва всего проекта. В результате реализацияпроекта была перепоручена норвежской компании сбольшим опытом работы [1].

Рассмотрим несколько ключевых вопросов, реше-ние которых важно для рентабельного и безриско-вого выполнения проекта.

Выбор концепцииОсновная задача проектирования на стадии выбо-

ра концепции – определение оптимального типаморских нефтегазодобывающих сооружений(МНГС) для заданных условий. Эта задача являетсянеоднозначной, особенно для новых регионов,таких как Арктика. Так, в качестве возможного пла-вучего сооружения для добычи на Штокмановскомместорождении рассматривались танкер FPSO ледо-вого класса, в том числе круглой формы (подобныйвыпускаемым Sevan Marine), ледостойкие модифи-кации платформ типа TLP, SPAR, а также стальныеферменные и железобетонные оболочечные кон-струкции. На шельфе о-вов Ньюфаундленд и Саха-лин можно наблюдать ситуацию, когда на соседнихместорождениях в сходных условиях успешно экс-плуатируются МНГС различного типа. Таким обра-зом, выбор типа МНГС и оценка его применимостиявляются ключевой задачей проектирования обу-стройства морского промысла.

Нормативная базаРоль нормативной базы, как правило, состоит в

упрощении и повышении надежности проекти-рования, согласования, строительства и эксплуа-тации месторождения. Одной из успешных прак-тик является формирование нормативной базы впроцессе и на опыте реализации пилотных про-ектов. Показателен опыт разработки норвежскихстандартов [2], которые как правило, регламенти-руют уровень безопасности сооружений, макси-мальные вероятности наступления событий, од-нако способы реализации и обоснования требуе-мых вероятностей жестко не закреплены, допус-кают определенную гибкость в выборе путиосвоения месторождения. Очевидно, оператор за-интересован в максимально безопасном и пред-сказуемом освоении месторождения, кроме того,соблюдение стандартов поддерживается строгой,постоянно ужесточаемой системой штрафов зазагрязнение окружающей среды. В результатекомпания Statoil зарекомендовала себя как высо-котехнологичная компания, реализующая уни-

кальные решения при добыче в условиях, близкихк арктическим, экологически чистые бурение идобычу с рекордными коэффициентами извлече-ния нефти (КИН) по отрасли.

Безопасность работ: причины типичных ка-тастроф на шельфе

Основными причинами аварий являются вы-бросы газа с дальнейшим возгоранием при строи-тельстве скважин или взрывы, вызванные нару-шением режимов эксплуатации оборудования дляподготовки нефти и газа. Нередко причиной поте-ри МНГС являются стихийные бедствия. Приэтом последствия для плавучих сооружений, какправило, более катастрофичны. Так, типичной си-туацией потери самоподъемной буровой установ-ки является буксировка при плохих погодныхусловиях [3]. Несколько реже причиной авариислужат недоработки в конструкции МНГС. Частоэто недооценка как усталостных нагрузок элемен-тов плавучих сооружений (полупогружная плат-форма Alexander L. Kielard), так и усталостных на-грузок от периодического воздействия ломающе-гося льда (Бохайский залив [4]). В условиях Арк-тики большее значение приобретают внешние на-грузки на сооружения, поэтому надежность кон-струкции сооружения становится определяющимфактором безопасности промысла.

Ошибки при проектировании платформыТипичной практикой строительства железобетон-

ных оснований гравитационного типа на шельфеНорвегии являются сооружение части основания снефтехранилищем в сухом доке с последующим вы-водом сооружения на глубоководную акваторию(фьорд) и возведение оставшихся шахт на плаву.Затем затапливают основание, монтируют верхнеестроение и буксируют конструкцию на точку уста-новки. В основании сооружения имеются большиецилиндрические нефтехранилища, которые исполь-зуются как для хранения нефти, так и для обеспече-ния плавучести до установки на точку.

Железобетонное основание платформы Sleipner-Aв 1991 г. затонуло при плановом погружении в докедля монтажа верхнего строения. К тому временинорвежские компании имели 20-летний опыт разра-ботки подобных конструкций, платформа была 12-йсреди аналогичных норвежских проектов и имелаотносительно скромные размеры (глубина моря –83 м против 217 м у реализованного к тому временипроекта Gullfaks-C).



Причиной аварии послужило разрушение неф-техранилища, вызванное избыточным давлениемиз-за значительного перепада высот (более 60 м)столба жидкости между цилиндрами нефтехрани-лища и полостями в узлах соприкосновения ци-линдров, имеющими прямой контакт с внешнейсредой. Вследствие ошибки в проекте конструк-ции были недооценены сдвиговые нагрузки вузлах. Оценочно ущерб составил около200 млн. долл. США из-за потери конструкции и500 млн. долл. США из-за срыва планов по добы-че. По результатам расследования различные ав-торы выделяют следующие причины возникнове-ния ошибки в проекте [5, 6].

1. К началу реализации проекта норвежские ком-пании перешли от применения полуаналитическихсредств (в первых проектах) к проведению всегоцикла численных расчетов на ЭВМ. При этом в про-граммных продуктах использовались устаревшиеалгоритмы, которые в сочетании с неверной разбив-кой сетки моделирования привели к занижению на-грузки в 2 раза.

2. Запасы прочности при проектировании истроительстве были минимальными. Отчасти этобыло обусловлено необходимостью соблюдения ха-рактеристик плавучести, отчасти – недостаткамирасчета (арматуру достаточно было удлинить всегона 0,5 м) и формальным следованием полученнымрасчетным параметрам (например, указывается тол-щина стенки 490 мм вместо 500 мм).

В результате были сделаны следующие выводы:– использование стягивающих скоб необходимо

везде, где возможно возникновение нагрузок нарастяжение;

– вне зависимости от сложности конструкции не-обходима проверка расчетов полуаналитическимиметодами с учетом представлений о конструкции вцелом;

– применявшаяся дорогая и формализованная си-стема менеджмента качества оказалась неспособнойвыявить ошибки, допущенные в процессе проекти-рования.

Аварии при бурении, добыче, эксплуатации оборудования платформ

Не раз отмечалось, что для успешной эксплуата-ции платформы даже в освоенных регионах с ис-пользованием типовых МНГС и схем подготовкинеобходим высококвалифицированный персо-нал. С одной стороны, имеются примеры, когда

из-за недостаточного понимания интегрирован-ной схемы подготовки нефти на платформе в неевносились оперативные изменения (для «уве-личения производительности»), которые служилипричиной взрывов, в частности, вследствие пре-вышения предельного давления на последней сту-пени сепарации. Так, одна из крупнейших в отрас-ли катастроф на платформе Piper Alpha сталаследствием недоработок в системе запуска обору-дования, непродуманных инструкций, например,фактически запрещающих останавливать подачугаза на платформу [7]. С другой стороны, послевыброса газа на платформе Snorre-A в Норвеж-ском море выход из нештатной ситуации былнайден в результате грамотных действий персона-ла, пусть и вопреки инструкциям. Платформабыла спасена благодаря повторному запуску си-стемы энергообеспечения, хотя это и было запре-щено регламентом [8].

Нередко причиной аварий являются нефтегазо-вые выбросы при строительстве скважин, геодина-мические факторы, такие как проседание морскогодна в ходе выработки залежи, оползни придонныхслоев грунтов, землетрясения [9]. Например, наместорождении Ekofisk из-за отсутствия должнойсистемы поддержания пластового давления про-изошло проседание морского дна до 7 м, привед-шее к значительным технико-экономическим по-следствиям.

Оценка технической реализуемости,использование апробированных решений

Апробированность часто является главным аргу-ментом для выбора типа конструкции МНГС. Какотмечается в отчетах консорциума Deepstar [10],большинство новых решений, хотя и выглядиттехнически обоснованным, не применяется компа-ниями-операторами, так как по факту (статисти-чески) не является апробированным. При этомконсорциум Deepstar одной из важнейшей задачвнедрения инноваций считает проведение опыт-но-промышленных работ для апробации отдель-ных элементов конструкции и перекрестных лабо-раторных испытаний.

За исключением единичных мировых проектовдля месторождений арктического шельфа РФ от-сутствуют прямые аналоги, а следовательно, и до-статочно апробированные решения. Очевидно,что в ближайшем будущем можно ожидать новыйвиток в развитии шельфовых технологий.



Анализ инфраструктуры регионаБольшинство крупных компаний при

освоении труднодоступных нефтегазовых ак-тивов глубоководного и арктического шель-фов применяет следующую стратегию: ста-дийное изучение, постепенное вхождение врегион и в процессе накопления информациисоздание единых систем сбора продукции,территориально-производственных цепочекс учетом регионального рынка. Некоторыекомпании предпочитают наиболее полноеприсутствие в ограниченном числе регионовнефтедобычи, чтобы управлять их развитием.При этом типичная стадийность освоения ре-гионов выглядит следующим образом:берег–>мелководье/транзитная зона–>большиеглубины моря/большие глубины залегания и т.д.

Например, на мелководье моря Бофорта исполь-зуются общие элементы обустройства с месторож-дениями на суше (система нефтесбора, компрессорыPrudhoe Bay). На территории России освоение зале-жей Печорского моря, Обской и Тазовской губ, При-ямальского шельфа является прямым продолжени-ем деятельности на суше.

Таким образом, в анализ проекта должна входитьоценка инфраструктуры и возможностей производ-ства в регионе и стране. Например, использованиежелезобетонных оснований МНГС на шельфе Нор-вегии являлось, скорее, политическим решением,имеющим цель оставить заказы в тогда еще слаборазвитом регионе. Это способствовало экономиче-скому и технологическому развитию страны, былиподготовлены собственные эксперты мирового уров-ня. В то же время строительство плавучих сооруже-ний менее привязано к региону добычи. При рас-смотрении сценария строительства сооружений зарубежом необходим анализ мирового рынка судо-строения. В настоящее время около половины миро-вого танкерного флота производится в Южной Корее(рис. 2). Вместе с тем ситуация не является статичной:возможны как разработка новых технических реше-ний, так и кардинальное изменение в структуре и гео-графии центров производства. Например, возрастаетдоля участия Китая (см. рис. 2).

Мировой опыт выполнения проектов в условиях, близких к арктическим

Одним из основных отличий большинства уча-стков шельфа РФ является присутствие льда – ледо-вых нагрузок, которые в большинстве случаев опре-деляют выбор концепции освоения, увеличение как

капитальных вложений (тип сооружения), так и опе-рационных затрат (необходимость контроля ледовойобстановки).

Реализованных и находящихся в стадии завершенияпроектов строительства нефтегазодобывающих со-оружений в Арктике или в схожих условиях – единицы(платформа «Приразломная», Hibernia, Terra Nova, Сахалин-1, 2, проекты в море Бофорта). Отличитель-ные особенности таких шельфовых проектов:

– проблема повреждения ледовыми образования-ми расположенных на дне или заглубленных в грунтподводных трубопроводов, кабелей или добываю-щих комплексов;

– удаленность от инфраструктуры и рынковсбыта, затрудненный транспорт;

– необходимость эксплуатации при низких темпе-ратурах, проблема обледенения элементов конструк-ции верхнего строения платформы или элементовсудна;

– наличие подводных многолетнемерзлых пород,газогидратов;

– вопросы экологической и промышленной без-опасности, в том числе ликвидации разливов нефтии эвакуации персонала в ледовых условиях.

Очевидно, для участков российского шельфа, ко-торые являются уникальными по гидрометеороло-гическим условиям, исследования и предпроектныепроработки должны проводиться со значительнымвременным запасом.

Проблемы оценки ледовых нагрузок Недостаточность изученности взаимодействия

льда и ледовых образований с морскими сооруже-ниями, параметров ледяного покрова привела ктому, что промышленная разработка месторожде-ний в море Бофорта в начале 70-х годов XX века ока-залась нерентабельной и их освоение было отложе-



Рис. 2. Динамика доли производства в мировом судострое-нии [11]

но на 30 лет [1, 12]. Дальнейшие исследования пока-зали, что расчетные ледовые нагрузки были завыше-ны в 15 раз, в то время как использование более реа-листичных значений могло уже тогда сделать освое-ние региона целесообразным.

Для правильной оценки рисков столкновения до-бывающих платформ с айсбергами компаниейMobil с 80-х годов XX века были проведены научно-исследовательские и опытно-конструкторские рабо-ты, включающие аэрофотосъемку и спутниковыенаблюдения с целью определения размеров айсбер-гов, встречающихся в регионе. Впервые в мире быливыполнены натурные эксперименты по столкнове-нию с айсбергами. В результате была создана модельстолкновения, разработан ряд стандартов, а консер-вативные оценки глобального давления при соуда-рении 6 МПа, использовавшиеся в проекте Hibernia,были уточнены в меньшую сторону (-1,5 МПа) дляпроекта Hebron [13].

Тем не менее консолидированной позиции по вы-бору расчетных методов нет. В настоящее время ре-зультаты расчета по различным, принятым в миреметодикам расходятся более чем в 10 раз. В послед-ние годы велась активная работа по созданию доку-мента, включающего существующие наработки ле-дотехники. Так, недавно был принят стандарт ISO19906, в котором ряд вопросов все еще остался рас-смотренным на уровне оценок: например, методырасчета нагрузок на сооружение от торосов, взаимо-действие с сооружением, имеющим коническуюформу основания.

В любом случае для существующих и предлагае-мых концепций сооружений требуются уточне-ние, доработка, разработка новых расчетных ме-тодов. В связи с этим при проектировании уни-кальных объектов по требованиям СНиП соз-даются специальные технические условия (СТУ),включающие теоретическую базу, обоснованиеметодов расчетов, рекомендуемые методы анали-тических оценок. Разработка СТУ основываетсяна теоретическом анализе, численном и физиче-ском моделировании.

На разных стадиях реализации проекта требуетсяразличная точность расчетов. Для условий арктиче-ского шельфа на предварительных стадиях целесо-образно задаться вопросом о технической реализуе-мости проекта – возможности строительства вы-бранного типа платформы в заданных условиях.Точность экономической оценки, рентабельностьпроекта во многом зависят от технической прорабо-танности проектов морских объектов обустройства.

Существующие программные продукты технико-экономического анализа (Que$tor, Oil and Gas Man-ager) используют очень упрощенные модели и эко-номическую оценку на основе статистических дан-ных, полученных преимущественно в результатереализации проектов в южных морях. Очевидно,точность такой оценки не может превышать уро-вень проработки технического решения.

В заключение следует упомянуть, что частичнойальтернативой ледостойким морским сооруже-ниям является бесплатформенное освоение. Про-тотип подобного решения в Северном море – га-зовый проект Sn∅hvit, в Обской и Тазовской губе –перспективные проекты освоения с помощьюподводно-добывающих комплексов с защитойоборудования от «пропахивания» ледовыми обра-зованиями.

Контроль ледовой обстановкиК контролю ледовой обстановки (ice mamagement)

можно отнести следующие работы:– регулирование ледовой обстановки и снижение

ледовой нагрузки на МНГС и танкеры на этапах бу-рения, эксплуатации, отгрузки в танкеры;

– обеспечение прохождения судов и танкеров всложных ледовых условиях;

– поддержание требуемых ледовых условий в аква-тории порта;

– поддержание судоходных каналов.Долгое время ошибочно считалось, что суда

снабжения ледового класса, предназначенные длятранзита в определенных ледовых условиях,можно использовать для работ по контролю ледо-вой обстановки. Однако такие суда изменяютмаршрут следования и скорость прохождениясложных участков, в то время как суда, используе-мые в проектах на шельфе, должны обрабатыватьвесь лед, подходящий к буровой установке илиплатформе (раскалывать ледовое образование илиизменять курс айсбергов).

В условиях Арктики дополнительную сложностьдля контроля ледовой обстановки представляют не-развитость систем мониторинга и необходимостьработы в условиях полярной ночи. Поэтому важноразвивать такие направления, как комплексный мо-ниторинг ледовой обстановки в районах добычи итранспортных путей; спутниковый мониторинг;обеспечение качественными спутниковыми данны-ми по участкам с регулярностью один раз в сутки;буксировка и отклонение айсбергов при одновре-менном наличии айсбергов и ледовых полей (слож-



ные ледовые обстановки); технологии идентифика-ции многолетних льдов.

В настоящее время имеются оценки вероятностисобытий и способы пересчета с учетом и без учетаконтроля ледовой обстановки [15], выполняютсяработы по введению факторов контроля и управ-ления ледовой обстановкой в алгоритмы оценкипредельных нагрузок и поведения сооружения врасчетных случаях (рис. 3).

Бурение в ледовых условияхСтроительство скважин в ледовых условиях при

незначительных подвижках льда не представляетсложной проблемы и может осуществляться со льдаили ледовых островов, как, например, на шельфе Ка-надского Арктического Архипелага, и с вморожен-ных в припай судов. В случае значительных подви-жек льда и малых глубин (десятки метров) суще-ствует успешный опыт проведения работ с буровыхустановок, имеющих основание кессонного типа.Промышленное внедрение таких гравитационныхплатформ было начато в море Бофорта, а затем про-должено на шельфе о-ва Сахалин в Охотском море.На стадии разработки находятся проекты созданияледостойких буровых установок для круглогодично-го проведения работ на шельфе о-ва Сахалин и варктических морях.

С конца 70-х годов ХХ века в море Бофорта приподдержке ледоколами осуществляется бурение с за-якоренных буровых судов. Используемая системазаякорения позволяет быстро отсоединять сооруже-ния. Буровые суда Canmar (всего выпущено четыремодификации) изначально предназначались для бу-рения на открытой воде в море летом и ранней осе-нью, с введением контроля ледовой обстановки экс-плуатационный период был продлен. Судно Canmar

Explorer 4 оборудовано системой динамического по-зиционирования, позволяющей менять направле-ние корма – нос против направления дрейфующегольда, однако данная концепция признана непрак-тичной. Указанные суда рассчитаны на небольшуюледовую нагрузку (около 1 МН). Для сравнения кес-сонные конструкции моря Бофорта спроектирова-ны на нагрузки до 1000 МН. Плавучая буровая уста-новка Kulluk, построенная в 1982 г., имела более вы-сокий ледовый класс и представляла собой принци-пиально новую конструкцию: симметричное, с об-ратно наклоненными поверхностями сооружение.Данная форма сооружения ломает дрейфующийлед, направляя его вниз и изгибая. Установка можетработать на глубинах воды до 100 м. Она успешноиспользовалась до начала 90-х годов ХХ века и не-давно, после 13-летнего перерыва, была снова введе-на в эксплуатацию.

Ледовые условия во время взятия образцов грун-та в районе Северного полюса на Хребте Ломоно-сова в 2004 г. были самыми тяжелыми, в которыхиспользовалось позиционирование судна на точке.Бурение велось с переоборудованного ледоколаVidar Viking, в сопровождении ледоколов «Совет-ский союз» и Oden.

Наибольшее распространение для освоения шель-фовых месторождений получило бурение с большимотходом от вертикали. Технология особенно перспек-тивна для освоения арктического шельфа РоссийскойФедерации, так как позволяет охватить бурением состационарной платформы больший участок илиосваивать участок с берега, с искусственных острововбез дорогостоящего ледостойкого МНГС. На рис. 4приведена динамика увеличения максимального от-хода от точки установки бурового станка. Все рекорд-



Рис. 3. Пример расчета рисков возникновения гло-бальных нагрузок от столкновения с айсбергом сучетом контроля ледовой обстановки (1) и без него(2) на шельфе о-ва Ньюфаундленд [13]

Рис. 4. Динамика максимальных отходов от верти-кали при бурении на шельфе

ные показатели наблюдались при бурении со стацио-нарных платформ, хотя и в широком диапазоне глу-бин (30-330 м).

ЗаключениеПриведенные в статье ключевые проблемы, пре-

пятствующие началу разведки и разработки пер-спективных участков арктического шельфа или от-кладывающие их, требуют комплексного подхода крешению. Необходимо создание нормативнойбазы, регламентирующей процессы проектирова-ния, согласования, строительства и эксплуатацииМНГС в этом регионе. Отраслевые стандарты, ос-нованные на опыте западных компаний, в большейстепени ориентированы на главные шельфовые ре-гионы мира и не подходят для арктических усло-вий. Как показали результаты реализации одногоиз наиболее передовых проектов на шельфе Аркти-ки – строительства платформы «Приразломная»,отсутствие опыта, нормативных документов, от-раслевых стандартов, необходимого оборудованияи мощностей может привести к затягиванию сро-ков. В настоящее время необходимо разрабатыватьприоритетные вопросы и развивать ключевые на-правления, повышающие уровень принятия техни-ческих решений:

– адаптация существующих технологий к усло-виям арктического региона для разработки шель-фовых месторождений;

– разработка и создание принципиально новыхтехнологий;

– комплексный анализ гидрометеорологическихусловий;

– реализация ледотехнической программы.В ОАО «НК «Роснефть» ведутся проработки рас-

смотренных вопросов, в том числе в рамках выпол-нения целевых инновационных проектов.


1. Fusco L. Offshore Oil: An Overview of Development in Newfo-undland and Labrador 2007. – Режим доступа:http://www.ucs.mun.ca/~oilpower/pages/papers.html.

2. Официальный сайт стандартов Det Norske Veritas (DNV). –Режим доступа: http://www.dnv.com/resources/rules standards.

3. Santos R.S., Feijo L.P. Safety Challenges Associated With DeepwaterConcepts Utilized in the Offshore Industry//Mine Safety (Springer Se-ries in Reliability Engineering). – 2010. – Р.123-133.

4. Yue Q.J. and Bi X.J. Ice-induced jacket structure vibrations in BohaiSea. J. of Cold Regions Engineering [ASCE], 14(2): 81–92, 2000.

5. Failure of an offshore platform/M.P. Collins, F.J Vecchio., R.G. Selby,P.R. Gupta//Canadian Consulting Engineer. – 2000. – V. 41. – № 2. – P. 43.

6. Wackers G. Resonating Cultures. Engineering Optimization in theDesign and Failure of the (1991) Loss of the Sleipner A GBS. ResearchReport no. 32/2004. – Oslo: Unipub Forlag, 2004.

7. http://en.wikipedia.org/wiki/Piper_Alpha.

8. Wackers G. and Coeckelbergh M. Vulnerability and imagination inthe Snorre A gas blowout and recovery. World Oil: defining technolo-gy for exploration, drilling and production, 229:1. 2008.

9. Мельников Н.Н., Калашник А.И. Шельфовые нефтегазовыеразработки западного сектора российской Арктики: геодинами-ческие риски и безопасность//Газовая промышленность. –2011. – № 661. – С. 46-55.

10. Проект Deepstar. – Режим доступа: http://www.deepstar.org.

11. Torgeir Moan. Marine structures for the future. CORE Report No.2003-01.

12. Ледотехнические аспекты освоения морских месторожденийнефти и газа/Ю.Н. Алексеев и др. – Спб.: Гидрометеоиздат, 2001.356 с.

13. Technological Advances to Assess, Manage and Reduce Ice Riskin/C. Randell, F. Ralph, D. Power and P. Stuckey Northern Develop-ments, OTC 20264, 2009.

14. Ледяные образования морей Западной Арктики/под ред.Г.К. Зубакина. – СПб.: Типография ААНИИ, 2006. – 272 c.

15. Ice Management for Support of Arctic Floating Operations/ J.M. Hamilton, C. Holub, D. A. Mitchell, T. Kokkinis//OTC-22105,2011.



БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГАОАО «НК «Роснефть»

Одним из важнейших условий добычи нефти и газа из карбонатных коллекторовявляется описание трехмерного распределения петрофизических свойств с цельюповышения качества прогноза фильтрации флюида с помощью компьютерногомоделирования. В настоящей книге особое внимание уделяется природе горныхпород как фактору интегрирования геологических, петрофизических и геостатисти-ческих методов построения модели продуктивного пласта. Второе издание книгисодержит новую главу, посвященную методам построения модели и демонстрирую-щую новые примеры моделирования коллекторов различного типа - известняко-вых, доломитовых и др. Также переработаны и дополнены главы, в которых рассмат-риваются основные петрофизические свойства, структурно-текстурные, петрофизи-ческие взаимосвязи, связи керн–ГИС и секвентная стратиграфия.

через Интернет-магазин MATHESIS http://shop.rcd.ruили по электронной почте: [email protected]Наши представительства:Москва, Институт машиноведения им. А. А. Благонравова РАНул. Бардина, д. 4, корп. 3, к. 414, тел.: (495) 641-69-38, факс: (499) 135-54-37 Ижевск, Удмуртский государственный университетул. Университетская, д. 1, корп. 4, к. 211, тел./факс: (3412) 50-02-95

ИНТЕРЕСУЮЩИЕ ВАС КНИГИ МОЖНО ЗАКАЗАТЬ:

Построение геолого−гидродинамической модели карбонатного коллектора: интегрированный подходЛусиа Джерри Ф.

Москва−Ижевск: ИКИ, 2010, 384 стр.

Серия «Библиотека нефтяного инжиниринга»

ISBN 978−5−93972−880−5

В настоящей монографии описываются практические аспекты разработки место-рождений с помощью горизонтальных скважин, включая все этапы: создание про-екта разработки, бурение, заканчивание и особенности эксплуатации. Монографияполезна практикующим инженерам, дает возможность расширить фундаменталь-ные представления о процессах и методиках разработки нефтяных и газовых место-рождений.

Основная ценность книги состоит в том, что в ней представлены важные аспектыбурения и эксплуатации горизонтальных скважин, обобщаются последние достиже-ния в области технологий их применения, а также даются ценные указания длярешения практических задач в данной области. Книга предназначена для специали-стов нефтяной и газовой промышленности.

Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумовБатлер Р.М.

Москва−Ижевск: ИКИ, 2010, 536 стр.

Серия «Библиотека нефтяного инжиниринга»

ISBN 978−5−93972−838−6



Выработка остаточных запасов турнейского объекта разработкиЛиственского месторождения

ВведениеЛиственское месторождение (ОАО «Удмурт-

нефть») открыто в 1969 г. Месторождение располо-жено в центре Верхнекамской впадины в пределахюго-восточной части Киенгопского вала, вытянуто-го вдоль северного борта Камско-Кинельской систе-мы прогибов. Лиственская зона поднятий при-урочена к территории развития барьерных рифов,широко развитых в Удмуртии вдоль бортовых ча-стей Камско-Кинельской системы пргибов. В Ли-ственской зоне выявлены три поднятия: Западно-Лиственское, Центрально-Лиственское и Листвен-ское. Последнее замыкает зону с востока и примы-кает через седловину к Западно-Воткинскому подня-тию Мишкинского месторождения. Поднятияосложнены мелкомасштабными куполообразнымиструктурами.

На месторождении выделены три нефтеносныхобъекта: залежи верейско-башкирского объекта(шесть продуктивных пластов В-II, B-IIIa; карбонат-ные порово-кавернозные коллекторы), залежи ви-

зейского яруса (продуктивные пласты С1-al алек-синского, Тл-II (С-III,C-IV) тульского и Бб-I+Бб-II(С-V, C-VI) бобриковского горизонтов; терригенныепоровые коллекторы) и залежь турнейского яруса(рис. 1, табл. 1).

Начальные геологические запасы месторожденияпревышают 30 млн. т нефти.

С.В. Выхристюк, К.В. Сафонов (ОАО «Удмуртнефть»), К.В. Кудашов, А.А. Прудников (ОАО «НК «Роснефть»)

УДК 622.276 Коллектив авторов, 2011

Ключевые слова: турнейский объект, боковые горизонтальные стволы (БГС), остаточные запасы нефти.

Адреса для связи: [email protected], [email protected]

Рис. 1. Карта контуров нефтеносности объектов раз-работки

Таблица 1

Объект

Параметры верейско-башкирский визейский турнейский

Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м -1034,5 -1299,5 -1350,5

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 6,24 6,52 6,33

Коэффициент пористости 0,16 0,187 0,17

Коэффициент нефтенасыщенности пласта 0,73 0,77 0,84

Проницаемость, мкм2 0,102-0,181 0,304 0,165

Начальное пластовое давление, МПа 11,9 14,8 15,8

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с 32,65 35,2 39,29

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,899 0,903 0,907-0,919

Объемный коэффициент нефти 1,02-1,024 1,017 1,011

Давление насыщения нефти газом, МПа 3,96-4,91 5,59 7,38

Газовый фактор, м3/т 11,2 10,3 6,8

Характеристика турнейского объекта разработки

Турнейский объект разработки Лиственского ме-сторождения представлен одним пластом, залегаю-щим в кровле упинского горизонта турнейскогояруса. Пласт отделен от вышележащего бобриков-ского продуктивного пласта (визейский ярус) плот-ной глинисто-карбонат ной пачкой толщиной 15-20 м. Объект с массивной залежью характеризу-ется карбонатным поровым типом коллектора, раз-работка которого осложнена относительно высокойвязкостью нефти (39,2 мПа⋅с).

Продуктивная часть горизонта представлена пере-слаиванием плотных и пористых известняков, доло-митов и переходных между ними разностей. Эффек-тивная часть сложена в основном сгустково-фора-миниферовыми и полудетритовыми известняками.Пласт выдержан по площади и разрезу. Средняянефтенасыщенная толщина составляет 6,9 м, изме-няясь от 0,6 до 17,4 м. Нефтеносными являются13 залежей пласта в пределах всех трех поднятий Ли-ственской зоны.

Состояние разработки турнейского объекта

Лиственское месторождение введено в промыш-ленную разработку в 1986 г. Бурение полностью за-кончено в 1995 г. Всего на месторождении пробуре-но 266 скважин, из них 204 добывающих, 49 нагнета-тельных и 13 специальных.

Разработка турнейского объекта также началась в1986 г. вводом в эксплуатацию трех добывающихскважин, средний дебит которых составлял 3,6 т/сут.Разбуривание залежи завершилось в 1993 г. Объектразбурен наклонно направленными скважинами поравномерной треугольной сетке с расстояниеммежду скважинами 400 м. Изначально предполага-лось разрабатывать турнейский объект с помощьюплощадной системы заводнения, сформированнойпо обращенной семиточечной схеме. Однако с уче-том небольших размеров залежей нефти турнейско-го яруса и наличия в них активной водонапорнойсистемы законтурной области было принято реше-ние осуществлять разработку на естественном упру-говодонапорном режиме. В настоящее время тур-нейский объект находится на III стадии разработкии эксплуатируется на естественном режиме.

В период бурения скважин на объект (до 1993 г.) го-довая добыча нефти росла и в 1991 г. достигла макси-мума (66,1 тыс. т), после чего неуклонно снижаласьвплоть до 42,1 тыс. т в 2000 г., что связано с увеличе-

нием обводненности продукции скважин из-за под-тягивания конусов воды. В 2001-2007 гг. удалось уве-личить годовую добычу до 123 тыс. т в основном засчет оптимизации скважинного оборудования.

Интенсификация отборов способствовала уве-личению текущей добычи по объекту, но при этомоставалась нерешенной задача вовлечения в разра-ботку остаточных запасов нефти. На 01.01.08 г. на-копленная добыча по турнейскому объекту состави-ла 1343,7 тыс. т, при этом текущий коэффициент из-влечения нефти (КИН) равнялся 23,7 % при утвер-жденном значении 31 %. Таким образом, возникланеобходимость разработки мероприятий, направ-ленных на доизвлечение остаточных запасов нефти.Одним из видов подобных мероприятий общепри-знанно является бурение боковых стволов, в томчисле горизонтальных, из существующего фондаскважин в зоны, не вовлекаемые в активную разра-ботку [1, 2].

Подготовка и реализация программы бурения боковых горизонтальных стволов

В 2007 г. специалистами ОАО «Удмуртнефть»,ЗАО «Ижевский ННЦ» и ОАО «НК «Роснефть»была подготовлена программа бурения боковыхгоризонтальных стволов (БГС) на турнейскийобъект Лиственского месторождения. Действую-щим на тот момент проектным документом(утвержден в 2004 г.) предусматривалось бурениеБГС только на верейско-башкирский и визейскийобъекты. Однако наличие зон с невыработанны-ми запасами, а также массивное строение залежитурнейского объекта, наличие подстилающейводы и результаты анализа данных по эксплуата-ции наклонно направленных скважин привели квыводу о перспективности применения БГС дляэтого объекта. К 2007 г. на него было пробуренотри БГС со средним начальным дебитом нефти22 т/сут при среднем дебите действующих сква-жин около 10 т/сут.

В 2008 г. началась реализация программы выра-ботки остаточных запасов турнейского объекта спомощью БГС. В 2008-2011 гг. пробурено 15 БГС сосредним начальным дебитом нефти 28,5 т/сут(табл. 2), что обеспечило не прекращающийся до2011 г. рост добычи нефти и стабилизацию обвод-ненности продукции. В 2010 г. годовой уровень до-бычи нефти достиг очередного максимума –181,6 тыс. т при темпе отбора 8,2 % начальных из-влекаемых запасов (рис. 2). В соответствии с расче-тами рост добычи продолжится.



В настоящее время действующий фонд турней-ского объекта включает 38 скважин со средним де-битом нефти 11 т/сут, текущий средний дебитнефти 18 БГС – 18 т/сут. На долю БГС приходитсяболее 65 % добычи нефи. Бурение БГС показаловысокую эффективность и будет продолжено.

В 2009 г. специалисты ЗАО «Ижевский ННЦ» под-готовили дополнение к проекту разработки Ли-ственского месторождения, в котором на основе по-лученных результатов предлагается выработка оста-точных запасов турнейского объекта за счет буре-

ния БГС. В результате проектный КИНпо турнейскому объекту был увеличенот 31,0 до 39,2 %. Следует отметить, чтоза счет реализации программы зарезкиБГС текущий КИН на 01.01.11 г. уже со-ставил 31,7 %.

Типовая схема проводки БГС на тур-нейский объект достаточно проста:продуктивный горизонт вскрываетсяна максимальную высоту относитель-но водонефтяного контакта, при этомнеобходимо обеспечить наибольшуюэффективность вскрытия (отношениеобщей длины БГС от кровли пласта дозабоя и эффективной длины по кол-лектору). При освоении БГС прово-дится обработка призабойной зоны(кислотная ванна).

При бурении БГС на Лиственском месторожденииприменяются простые, но эффективные техноло-гии, позволяющие обеспечивать необходимое каче-ство работ при сравнительно небольших затратах.Например, компоновка низа бурильной колонныобеспечивает запись и передачу на поверхность дан-ных гамма-каротажа и инклинометрии. Это даетвозможность решить задачу проводки боковогоствола в продуктивном пласте.

Высокая эффективность проводки БГС достигает-ся за счет тщательного планирования, отлаженной



Рис. 2. Динамика дебита нефти (1) и обводненности продукции (2) тур-нейского объекта

Таблица 2

Длина БГС, м Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводненность, % Номер скважины

Год ввода БГС в эксплуатацию общая эффективная начальный текущий начальный текущий начальная текущая

4268 2000 106 100 18,3 124 14,7 22,8 16 80

4272 2006 165 160 43,6 21,5 35,7 6,3 15 68

4211 2007 150 150 36 49,3 16 31,4 49 30

4086 2008 168 164 36 59,8 20,8 8,8 35 84

4220 2008 160 151 28 9,7 18,9 7,8 24 13

4270 2008 74 71 36,5 16,8 20,3 10,6 38 31

4230 2009 164 164 37 96 23,3 29.8 30 66

4216 2009 174 166 64 50,5 17,2 21,4 70 54

4117 2009 176 173 32 19,7 25,3 2,7 12 85

4276 2009 183 174 68 61,0 18,3 24,2 70 57

4115 2010 194 179 135 92,8 65 31,1 47 63

4222 2010 167 143 94 47,4 55 20,4 35 53

4231 2010 164 157 68,5 305,6 34,2 5,6 44 98

4262 2010 180 163 86 39,3 40 9,5 48 74

4167 2010 126 108 34 65,4 22,1 4,9 28 92

4181 2011 118 99 26 27 17,1 21,5 27 10

4084 2011 210 205 137 131,2 33,4 35,3 73 71

116R 2011 163 154 255 300 16,1 19 93 93

Примечание. Текущие показатели приведены на 01.09.11 г.

схемы взаимодействия между подразделениямикомпании и подрядных организаций, а также за счетприменения корпоративного подхода ОАО «НК«Роснефть» к геологическому сопровождению буре-ния сложных скважин (применение метода двух-мерного синтетического каротажа [3], круглосуточ-ное дежурство инженеров-геологов, детальный ана-лиз данных каротажа во время бурения и геолого-технологических исследований).

ЗаключениеПрименение известной технологии горизонталь-

ного заканчивания боковых стволов в комбинациис эффективным взаимодействием подразделенийна всех этапах реализации программы буренияБГС (подбор скважины-кандидата, подготовкапроектной документации, геологическое сопро-вождение бурения) позволило достичь следующихрезультатов:

– добыча нефти на объекте, находящемся наIII стадии разработки, увеличилась почти в 2 раза;

– оперативная корректировка проектных реше-ний на основе первых успешных мероприятийспособствовала повышению проектного КИН от31,0 до 39,2 %.

Конечной целью совместных усилий специалистовОАО «Удмуртнефть», ЗАО «ИННЦ» и ОАО «НК «Рос-нефть» является обеспечение максимального по про-должительности периода стабильной добычи нефтив Удмуртии за счет эффективного вовлечения в раз-работку остаточных запасов.


1. Гилязов Р.М. Бурение нефтяных скважин с боковыми ствола-ми. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 255 с.

2. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти,газа и битумов. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследо-ваний, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. – 536 с.

3. Стандарт ОАО «НК «Роснефть» №П1-01 СЦ-038. Геологиче-ское сопровождение бурения горизонтальных скважин и боко-вых горизонтальных стволов при разработке нефтяных и газо-нефтяных месторождений.





Состояние и перспективы развития добычи и производства нетрадиционных нефтей

Введение В последние годы в мире в связи с истощением ак-

тивно разрабатываемых ресурсов легкой нефтиэнергетические компании и правительства стран всебольшее внимание уделяют нетрадиционным видамжидких углеводородов, потенциал которых значи-тельно превышает ресурсы обычной нефти.

В настоящее время общепринятой классификациинетрадиционных нефтей не существует. Например,American Petroleum Institute (API) относит к ним тя-желые и сверхтяжелые нефти, а также природныебитумы [1]. United States Geological Survey в качественетрадиционных рассматривает тяжелые нефти,природные битумы и сланцы [2], U.S. Energy Infor-mation Administration (EIA) – нефтеносные пески,биотоплива, сверхтяжелые нефти, нефтеносныесланцы, а также топливо, произведенное по техноло-гиям gas-to-liquids (GTL), and coal-to-liquids (CTL)(процессы синтетического преобразования соответ-ственно газа и угля в жидкие углеводороды) [3], In-ternational Energy Agency (IEA) – такие сорта углево-дородных жидкостей, при добыче (производстве)которых необходимо применять технологии, суще-ственно отличающиеся от технологии добычи тра-диционной нефти. В частности, IEA к нетрадицион-ным относит тяжелые и сверхтяжелые нефти, при-родные битумы, нефтеносные сланцы, а также жид-кие углеводороды, полученные с использованиемтехнологий GTL/CTL [4].

При определении нетрадиционных нефтей мы ру-ководствовались критерием IEA, расширив приэтом круг рассматриваемых видов нетрадиционнойнефти за счет биотоплив. Таким образом, к нетради-ционным нефтям будем относить:

– тяжелые нефти – углеводородные жидкостиплотностью 920-1000 кг/м3 и вязкостью от 10 до100 мПа·с [5];

– сверхтяжелые нефти – углеводородные жидко-сти плотностью около или немного более 1000 кг/м3

и вязкостью от 100 до 10 000 мПа·с [5];– природные битумы – слаботекучие или полу-

твердые смеси преимущественно углеводородногосостава плотностью более 1000 кг/м3 и вязкостьюболее 10 000 мПа·с [5];

– нефтеносные сланцы – осадочные породы, бога-тые керогеном;

– биотоплива, получаемые из биомассы (все видывеществ растительного и животного происхожде-ния, продукты жизнедеятельности организмов и ор-ганические отходы, образующиеся в процессах про-изводства, потребления продукции и на этапах тех-нологического цикла отходов [6]);

– жидкие углеводороды, полученные с применени-ем технологий GTL/CTL.

В настоящее время доля нетрадиционных нефтейв мировом потреблении жидких углеводородов от-носительно невелика – 5,3 %, в основном из-за недо-статочной эффективности и экологичности техно-логий, высокой капиталоемкости проектов, а такжеособых требований к ресурсному обеспечению(обустройство, инфраструктура, квалификация пер-сонала). В долгосрочной перспективе с развитиемтехнологий вклад нетрадиционных жидких углево-дородов в мировое потребление нефти увеличитсядо 12,2 % [7]. Основными странами, которые обес-печат такой рост, станут Канада (39 % мировогопроизводства нетрадиционных нефтей), США(21,4 %) и Венесуэла (20,9 %) (табл. 1).

Н.В. Бахтизина (ОАО «НК «Роснефть»)

УДК 622.276.1/.4 Н.В. Бахтизина, 2011

Ключевые слова: нетрадиционные нефти, тяжелые нефти, сверхтяжелые нефти, природные битумы, нефтенос-ные сланцы, биотоплива, GTL, CTL.


Рассмотрим состояние и перспективы развитиядобычи и производства по видам нетрадиционныхнефтей в мире.

Тяжелая и сверхтяжелая нефть, природныебитумы

Мировые геологические запасы тяжелых и сверх-тяжелых нефтей и битумов велики и сосредоточе-ны в основном в Канаде, Венесуэле и России(87,1 % мировых запасов) (табл. 2). В частности, Ка-нада обладает колоссальными геологическими за-пасами природных битумов, основная доля кото-рых сосредоточена на месторождениях Atabaska,Cold Lake, Peace Rive (провинция Альберта), а такжена территории провинции Саска�чеван. В Венесуэлеимеются самые крупные запасы сверхтяжелыхнефтей в мире, основная часть которых содержит-ся в Поясе Ориноко.

В России запасы тяжелых и сверхтяжелых неф-тей сосредоточены в основном в Западной Сиби-ри, Республике Коми и Архангельской области, атакже на территории о-ва Сахалин, УдмуртскойРеспублики и Краснодарского края [8]. На при-родные битумы приходится около 67 % извлекае-мых запасов нетрадиционных нефтей России. Ос-

новные залежи природных битумов содержатся впермских отложениях центральных районовВолго-Уральской битумонефтегазоносной про-винции, т.е. на той территории, где запасы тради-ционной нефти значительно выработаны. Около36 % запасов находится на территории Татарстана[9]. Кроме того, природные битумы имеются натерриториях Самарской, Оренбургской областей,Северного Сахалина, Северного Кавказа, Респуб-лики Коми и Сибири.

Используемые методы добычи тяжелых и сверхтя-желых нефтей и природных битумов подразделяютна следующие группы [10]: 1) карьерный и шахт-ный; 2) холодной добычи; 3) тепловые.

При карьерном методе разработки насыщеннаябитумом порода извлекается открытым способом,поэтому возможность применения этого методаограничивается глубиной залегания пластов (до75 м). Коэффициент извлечения нефти (КИН) приразработке данным методом составляет от 65 до85 %. В Канаде карьерным способом может добы-ваться около 20 % доказанных запасов нефти. На ме-сторождении Atabaska добыча в 2010 г. составилаоколо 50 млн. т.

Шахтная разработка может вестись в двух моди-фикациях: очистная шахтная с подъемомуглеводородонасыщенной породы на по-верхность (применима до глубины 200 м,КИН достигает 45 %); шахтно-скважин-ная, предусматривающая проводку горныхвыработок в надпластовых породах и буре-ние из них кустов вертикальных и наклон-но направленных скважин для добычинефти (применима до глубины 400 м, дляувеличения КИН дополнительно исполь-зуют паротепловое воздействие, что позво-ляет повысить КИН до 50 %). Шахтно-скважинная модификация применяласьпри разработке Ярегского месторождения(Республика Коми).



Таблица 1

Производство нетрадиционных нефтей, млн. т Регион

2009 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г. 2035 г.

США 37,3 55,3 70,2 96,6 123,0 144,4

Страны Северной Америки (без США) 84,2 119,0 145,9 177,8 216,6 262,4

Европа 11,0 11,5 12,0 12,9 13,4 13,9

Ближний Восток 0,5 8,5 10,5 12,0 12,0 12,0

Африка 10,5 13,9 18,4 19,4 21,9 21,9

Центральная и Южная Америка 56,8 88,6 115,0 130,0 144,9 157,9

Другие страны 6,0 8,5 14,9 31,9 48,8 60,8

Всего 206,2 305,2 386,9 480,5 580,6 673,2

Таблица 2

Страна Доказанные

запасы, млрд. т

Максимально извлекаемые

ресурсы, млрд. т

Геологические запасы нефти,

млрд. т

Доля в мировых геологических

запасах, %

Канада 23,2 109,1 272,9 42,0

Венесуэла 8,2 68,2 177,4 27,3

Россия – 47,7 116,0 17,8

Казахстан – 27,3 68,2 10,5

США – 2,0 5,5 0,8

Великобритания – 0,4 2,0 0,3

Китай – 0,4 1,4 0,2

Азербайджан – 0,3 1,4 0,2

Мадагаскар – 0,3 1,4 0,2

Другие страны – 1,9 4,1 0,6

Всего 31,4 257,7 650,1 100,0

Среди методов холодной добычи следует выделитьтехнологии добычи с выносом песка (CHOPS) и сиспользованием растворителей (Vapor ExtractionProcess – VAPEX). CHOPS является эффективнымметодом добычи нефти из песчаников с небольшойтолщиной продуктивного пласта (1-7 м) и достаточ-но высокой газонасыщенностью. КИН при добычеметодом CHOPS составляет 8-15 %. Технология ус-пешно применялась на месторождении Lloydminster(Канада) [11]. Метод VAPEX предполагает закачкурастворителя в пласт в режиме гравитационногодренажа с использованием пары горизонтальныхскважин. КИН достигает 60 % [12].

К недостаткам холодных методов можно отнестиограничения по вязкости нефти, обводнение сква-жин, низкие темпы добычи, небольшие сроки экс-плуатации скважин и др.

Широкое распространение получили тепловые ме-тоды воздействия на пласты:

– внутрипластовое горение;– циклическая закачка пара (Cyclic Steam Stimula-

tion – CSS);– закачка пара (Steamflood);– гравитационное дренирование с помощью пара

(Steam Assisted Gravity Drainage – SAGD).При внутрипластовом горении осуществляется

частичное сжигание нефти в пласте. Под действиемвысокой температуры уменьшается вязкость нефти,происходят термический крекинг, выпаривание лег-ких фракций нефти и пластовой воды. Нефть изпласта извлекается путем вытеснения ее образовав-

шейся смесью углеводородных и углекислых газов,азота, пара и горячей воды.

Технология CSS предусматривает три основныхэтапа [11]: 1) пар высокой температуры закачива-ется в пласт в течение 1 мес; 2) пар остается в пла-сте в течение 1-2 недель, чтобы обеспечить процессдиффузии тепла и снижение вязкости нефти; 3)нефть откачивается из скважины. Цикл закачкиповторяется до прекращения притока нефти кзабою скважины. КИН при применении CSS со-ставляет 15-20 %.

Технология SAGD, являющаяся в настоящее времянаиболее перспективным методом, предусматриваетбурение двух горизонтальных скважин, располо-женных параллельно одна над другой (на расстоя-нии около 5 м), через нефтенасыщенные толщинывблизи подошвы пласта. Пар нагнетается в одну изскважин. Нагретый битум сниженной вязкости вме-сте с конденсированным паром стекает в добываю-щую скважину. Поскольку нефть всегда находится вконтакте с высокотемпературной паровой камерой,потери тепла минимальны, что делает этот способразработки экономически выгодным.

В табл. 3 представлены действующие и планируе-мые проекты добычи природных битумов в Канадес указанием используемых технологий [15].

В Венесуэле при холодной добыче сверхтяжелыхнефтей с использованием многозабойных горизон-тальных скважин КИН составляет 10-15 %. Болеевысокий КИН обеспечиваются применением терми-ческих методов добычи, в частности SAGD. По оцен-



Таблица 3

Проект Оператор Мощность проекта, млн. т/год

Год начала реализации

Месторождение Используемый метод

Steepbank/Millenium Suncor 15,9 1967 Athabasca Карьерный

Syncrude 21 Syncrude 6,7 1978 Athabasca Карьерный

Aurora North Syncrude 10,7 2001 Athabasca Карьерный

Muskeg River Shell 7,7 2003 Athabasca Карьерный

Horizon CNRL 5,5 2009 Athabasca Карьерный

Jackpine 1 Shell 5,0 2010 Athabasca Карьерный

Primrose CNRL 6,0 1985 Cold Lake CSS

Cold Lake Imperial 7,3 1985 Cold Lake CSS

Christina Lake C Cenovus 2,0 2011 Athabasca SADG

Firebag 3 Suncor 3,4 2011 Athabasca SADG

Muskeg river expansion Shell 5,7 2014 Athabasca Карьерный

Kearl 1 Imperial 7,0 2013 Athabasca Карьерный

Terre de Grace Value Сreation/BP 2,5 2012 Athabasca SADG

Firebag 4 Suncor 3,4 2013 Athabasca SADG

Sunrise Husky 9,2 2014 Athabasca SADG

Прочие проекты (мощностью менее 2 млн. т/год)

Различные 4,2 2012 Athabasca SADG

кам IEA, объем добычи сверхтяжелых нефтей в Ве-несуэле увеличится более чем на 70 % и достигнет к2035 г. 118 млн. т/год [4].

Тяжелые и сверхтяжелые нефти, а также природ-ные битумы добываются или планируются к добычев ближайшей перспективе также в США, Китае, Ка-захстане, Индонезии, Бразилии, странах Европы (вСеверном море), нейтральной зоне между Саудов-ской Аравией и Кувейтом, Омане, Конго, Мадагаска-ре, Эквадоре.

В России ряд компаний реализует пилотные про-екты: ОАО «Татнефть» осваивает Мордово-Кар-мальское и Ашальчинское месторождения высоко-вязкой нефти (Татарстан) [16]; ОАО «ЛУКОЙЛ» раз-рабатывает Ярегское и Усинское месторождения(Республика Коми); ОАО «ТНК-ВР Холдинг» в2010 г. продолжило работы на Русском месторожде-нии (ЯНАО), запасы тяжелой нефти которого со-ставляют 0,3 млрд. т (расчетный срок начала добы-чи – 2016 г.).

Несмотря на то, что в настоящее время на добычусверхвязкой нефти в России установлена нулеваяставка НДПИ, для масштабного развития данногосегмента необходима комплексная государственнаяподдержка, которая может включать освобождениеот экспортной пошлины и других налогов и сборовдо достижения определенных норм рентабельности,финансирование за счет бюджетных средств этапагеологоразведки и оценки месторождений, стимули-рование внедрения инноваций в области добычи ипереработки тяжелой нефти. Кроме того, развитиедобычи высоковязких нефтей и битумов в России иза рубежом сдерживается по следующим причинам:

– существующие технологии добычи высокозат-ратны и недостаточно эффективны (по оценкам TheBoston Consulting Group, средняя внутренняя нормарентабельности проектов добычи тяжелых нефтейсоставляет 16 %, в то время как традиционных –28 % [13]);

– для обеспечения экономической эффективностипроектов добычи необходимо установление высо-ких цен на нефть (от 330 долл/т [4]);

– значительные объемы отходов разработки ме-сторождений и выбросы CO2 [14];

– высокие экологические требования.

Нефтеносные сланцыОсновные мировые запасы нефтеносных сланцев

(87 %) сосредоточены в США и России (табл. 4). Со-гласно классификации нетрадиционных нефтей IEAк нефтеносным сланцам не относятся сланцевые ме-

сторождения, где используются технологии добычитрадиционной нефти. Таким образом, к нефтенос-ным сланцам не относятся проекты добычи легкойнефти на сланцевых месторождениях США (EagleFord, Bakken Shale, North Dakota), Канады (Saskatche-van) и из отложений баженовской свиты в России [4].

Если нефтеносные сланцы располагаются близко кповерхности, то их добыча ведется карьерным спо-собом по технологии, подобной разработке нефте-носных песков в Канаде. При глубине от 100 до 700 м(Green River, США) применяются методы подземнойдобычи, аналогичные канадским технологиям.

Масштаб разработки нефтеносных сланцев сцелью получения нефти невелик: 747 тыс. т/год, втом числе по 199 тыс. т/год добывают Эстония иКитай, 349 тыс. т/год – Бразилия. Крупный проектStuart shale (Квинсланд) в Австралии был отложениз-за экологических проблем и растущих затрат. ВСША в 70-х годах XX века в районе Green River былипроведены исследования ресурсов нефтеносныхсланцев, после чего был запущен ряд пилотых про-ектов. С 1980 г. все проекты были заморожены, итолько в последние несколько лет 10 проектов быливозобновлены. Кроме того, пилотные проекты поразработке нефтеносных сланцев планируются в Ка-наде, Иордании и Китае.

В России перспективы разработки нефтеносныхсланцев связаны с баженовской свитой, в которойгеологические запасы керогена, по оценкам IEA, со-ставляют около 136 млрд. т. В настоящее время глу-бина залегания керогена (от 2500 до 3000 м) не поз-воляет рентабельно осваивать эти ресурсы.

В настоящее время проблемами поиска решенийдля промышленной разработки ресурсов керогенабаженовской свиты занимаются ОАО НК «Рос-нефть», ОАО «РИТЭК» и ОАО «Сургутнефтегаз».



Таблица 4

Запасы нефтеносных сланцев,млрд. т

Страна технически извлекаемые

геологические

Доля в мировых

геологических запасах, %

США 136,4 409,3 79,4 Россия – 39,6 7,7 Конго – 13,6 2,6 Бразилия 0,4 11,6 2,2 Италия – 10,2 2,0 Марокко – 7,5 1,5 Иордания 4,1 4,8 0,9 Австралия 1,6 4,1 0,8

Китай 0,5 2,7 0,5

Канада – 2,0 0,4 Эстония 0,5 2,0 0,4 Другие страны 2,7 8,2 1,6

Всего 146,4 515,7 100,0

По оценкам IEA, добыча нефтеносных сланцевявляется рентабельной при цене нефти не менее450 долл/т [4]. С учетом небольшого числа объ-явленных проектов, а также длительного периодаих подготовки и выхода на проектную мощностьпереход к промышленной добыче нефтеносныхсланцев возможен только в долгосрочной пер-спективе.

БиотопливаВ 2010 г. доля биотоплив (включая биоэтанол, био-

метанол, биодизель, биоводород, биогаз) в мировомпроизводстве жидкого топлива составила 2,1 %(91,6 млн. т/год). По прогнозам CERA, к 2030 г. онане превысит 4 % (216,4 млн. т/год) из-за высокой се-бестоимости производства [18].

Биотопливо можно использовать как в чистомвиде, так и в качестве присадки к традиционномунефтяному топливу или компонента топливнойсмеси. Наиболее популярными видами биотопливаявляются биоэтанол и биодизель. Совокупные ин-вестиции в мировую индустрию биотоплива в2010-2035 гг. составят 335 млрд. долл. США [4].

К основным преимуществам биотоплива относят-ся следующие:

– биомасса является широко распространеннымвозобновляемым источником энергии и может хра-ниться в течение длительного времени;

– увеличение октанового числа и обеспечениеболее полного сгорания топлива;

– рациональное использование органических от-ходов, а также стимуляция развития сельскохозяй-ственных районов.

Недостатками биотоплива являются:– необходимость значительных земельных площа-

дей, воды и других ресурсов, а также фундаменталь-

ных изменений в сельскохозяйственной и лесовод-ческой практике;

– зависимость от климата и агроусловий (некото-рые виды биомассы сезонны, фотосинтез, с помо-щью которого воспроизводится биомасса, имеет не-большой коэффициент полезного действия);

– высокая стоимость производства (за исключени-ем производства биоэтанола в Бразилии) и др.

Биотоплива производят с использованием термо-химических (синтез, пиролиз, газификация, сжиже-ние) и биотехнологических (спиртовое брожение са-харо-и крахмалосодержащих субстратов, производ-ство биодизеля из маслосодержащих растений, био-газа и биоводорода) методов.

Жидкие углеводороды, произведенные по технологиям GTL/СTL

Сырьем для процессов синтетического производ-ства жидких углеводородов являются: GTL – при-родный, нефтяной газ, биогаз; СTL – уголь. В резуль-тате получают синтетическую нефть, дизельное топ-ливо и другие продукты (нафту, смазочные масла,парафины).

Основными преимуществами примененияGTL/CTL технологий для производства жидких уг-леводородов являются экологичность, широкая но-менклатура и высокое качество продукции, возмож-ность утилизации нефтяного газа, легкость хране-ния и транспортировки, а также независимость оттрубопроводной системы.

В среднесрочной перспективе увеличение мощ-ностей GTL произойдет благодаря реализациипроектов в Нигерии, Катаре и Узбекистане, CTL –вследствие ввода мощностей в Австралии, США,Китае, Индии, Южной Африке. В долгосрочнойперспективе ожидается, что в результате развития



Динамика производства жидких углеводородов по технологиям GTL/CTL до 2030 г. [18]

технологий среднеотраслевые издержки будутснижаться и это позволит значительно увеличитьмощности GTL/CTL (см. рисунок). Однако дажепри таких темпах развития технологий доляGTL/CTL в мировом производстве жидких углеводородов составит в 2030 г. только 2,3 %(в 2010 г. – 0,5 %).

В настоящее время в России промышленноепроизводство продукции по технологиямGTL/CTL отсутствует. Однако некоторые компа-нии проводят исследования в этой области(ООО «ЮРД-Центр», ООО «Энергосинтоп-Ин-жиниринг»). ОАО «НК «Рос нефть» вело перегово-ры о строительстве завода на о-ве Сахалин,ОАО «Газпром» – в Надыме. В августе 2010 г. госу-дарственный энергохолдинг «Интер РАО ЕЭС» икитайская компания Shenhua объявили о возмож-ном строительстве завода по производству мо-торного топлива из угля по технологии CTL, ис-пользуемой Shenhua на заводе в Китае.

ЗаключениеДолгосрочные перспективы развития мировой

энергетики связаны с ростом производства и по-требления нетрадиционных нефтей. В настоящеевремя нефтедобывающая отрасль в России ори-ентирована на добычу «легкой» нефти при нали-чии колоссальных ресурсов нетрадиционныхнефтей. Требования сбалансированного развитиятопливной отрасли, недопущения ее технологиче-ского отставания, а также обеспечения энергети-ческой безопасности страны обусловливают не-обходимость использования мирового опыта, на-копленного в области добычи и производства не-традиционных нефтей для разработки собствен-ных ресурсов и участия в перспективных зару-бежных проектах.


1. www.api.org.

2. www.usgs.gov.

3. www.eia.gov.

4. World Energy Outlook 2010: International Energy Agency.

5. Briggs P.J., Baron P.R., Fulleylove R.J. Development of Heavy-OilReservoirs // Journal of Petroleum Technology. – 1988. – Februar.

6. ГОСТ Р 52808-2007 «Нетрадиционные технологии. Энергетикабиоотходов. Термины и определения».

7. Annual Energy Outlook 2011: Energy Information AdministrationOffice of Integrated Analysis and Forecasting U.S. Department of En-ergy.

8. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом/Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев, Д.Г.Антониади, В.Г. Ишханов – М.:ВНИИОЭНГ, 1995.

9. Мингареев Р.Ш., Тучков И.И. Эксплуатация месторождений би-тумов и горючих сланцев. – М.: Недра, 1980.

10. Николин И.В. Методы разработки тяжелых нефтей и природ-ных битумов // Наука – фундамент решения технологическихпроблем развития России. – 2007. – № 2.

11. Альварес Х., Коатс Р. Технологии циклической закачки рас-творителя для извлечения тяжелой нефти. – Режим доступа:www.rogtecmagazine.com.

12. Asin R. Applicability of VAPEX process to Iranian Heavy Oil Reser-voirs // SPE paper 92720 presented at the SPE Middle East Oil & GasShow 15 March 2005.

13. Тяжелая нефть: проблемы и возможности. Глобальная ситуа-ция и выводы для России: материалы The Boston ConsultingGroup, июнь 2011 г.

14. Oil Sands, Greenhouse Gases, and European Oil Supply Getting theNumbers Right: CERA, 2011.

15. www.woodmacresearch.com.

16. Годовой отчет ОАО «Татнефть» за 2010 г.

17. Годовой отчет ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2010 г.

18. http://ihscera.com.





Технология предварительного кустового сброса воды с использованиемвыведенных из эксплуатации скважин

ВведениеНа современном этапе развития нефтедобычи

одним из главных направлений модернизации системобустройства старых нефтяных месторожденийявляется обеспечение раннего сброса и утилизациипластовых вод. Это основной путь сокращения объе-мов перекачки и фронта агрессивной коррозии [1]. Впредлагаемой технологии сброса воды используетсяпо новому назначению существующее, но выведенноеиз эксплуатации оборудование.

Обеспечение раннего сброса и утилизациипластовых вод

Ранний сброс и утилизацию пластовых вод предла-гается ввести путем предварительного сброса водынепосредственно на кустах скважин. Это также позво-лит закачивать в пласт добытую из него воду.

Для сброса воды непосредственно на кустах сква-жин разработаны технологии и конструкции малога-баритных автономных установок раннего предвари-тельного сброса воды, которые занимают минималь-ную площадь и не требуют дополнительного земле-отвода [1-3]. Основные критерии при выборе кустовскважин: поздняя стадия разработки (обводненностьболее 75 %), количество сбрасываемой воды не превы-шает приемистость нагнетательной скважины накусте (или водовода).

При создании технологии учтено, что в процессеразработки месторождений значительное число сква-жин выводится из эксплуатации и их можно исполь-зовать в качестве скважин для сброса воды (ССВ).Главные технологические требования – сброшеннаявода должна быть пригодна для закачки в пласт бездополнительной доочистки, ее количество не должнопревышать приемистость нагнетательной скважины[2]. Сепарация осуществляется с использованием гид-роциклонного и гравитационного эффектов. Так какрабочая часть ССВ в основном расположена глубжеуровня промерзания почвы, вероятность замерзания

низкая. Кроме того, поддерживается практическипостоянная температура рабочего процесса в течениегода. ССВ обеспечивают автономность работы и про-стоту обслуживания, что должно обусловить низкуюстоимость эксплуатации.

Рабочий процесс в скважине для сбросаводы

Для характеристики рабочей части ССВ пред -ложено [1] использовать критерий подобияCr=Qжt*/(14400D3) (Qж – объемный расход жидкости,t* – характерное время разрушения эмульсии) и без-размерный симплекс – относительную длину (калибр)L–= L/D (L, D – соответственно длина и диаметр обсад-

ной трубы), а также обобщенный параметр R = Cr⋅L–.

Если объемный расход жидкости превышает300 м3/сут, то вместо скважин для сброса воды можноиспользовать шурф [2]. Поскольку кусты скважинразличаются по дебиту продукции, ее физико-хими-ческим свойствам и рабочим параметрам (давление,температура и др.), каждая ССВ должна рассчиты-ваться индивидуально. Так как в качестве корпусаССВ используются обсадные трубы стандартных диа-метров, это позволяет унифицировать установкисброса и снизить стоимость и сроки внедрения.

Для того, чтобы вода на выходе из ССВ была при-годна для закачки в пласт без доочистки, при расче-те параметров установки на стадии проектированиятребуется оценка качества сбрасываемой воды.Механические примеси в ССВ оседают на пакере.Допустимое содержание остаточной нефти в сбро-шенной воде определяется геологическими условия-ми пласта. Распределение капель нефти по размерамобычно описывается нормальным законом. Присбросе воды в ней остаются только те капли нефти,скорость всплытия которых меньше вертикальнойскорости стекания воды в рабочей части, – они неуспевают всплыть и увлекаются потоком. По скоро-сти всплытия капель нефти в воде, закону распреде-

В.Ф. Шаякберов, к.т.н., И.А. Латыпов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), Р.Р. Исмагилов, к.х.н. (ОАО «НК «Роснефть»),

Д.Н. Белых (ОАО «Удмуртнефть»)

УДК 622.276.1/.4(571.1) Коллектив авторов, 2011

Ключевые слова: скважина, сброс воды, куст скважин, сепарация, гравитационный режим.


ления, количеству сбрасываемой воды и внутреннейгеометрии рабочей части оценивается качествосброшенной воды. Важным критерием являетсясодержание твердых взвешенных частиц.

На практике определить истинный закон распре-деления капель не всегда возможно, поэтому дляоценки качества воды предложено использоватьобобщенный параметр R, причем достаточное каче-ство воды достигается при R ≥ Ropt. Оптимальныйобобщенный параметр Ropt определяется для каж-дой скважины [1].

При выборе места для размещения ССВ важнымусловием является минимизация длины дополнитель-ных трубопроводов, в частности, нужно стремитьсяутилизировать сброшенную воду в ближайшуюнагнетательную скважину.

Поскольку существующие автоматические группо-вые замерные установки по сути являются индика-торными, а не измерительными [1], это не позволяетполучать достоверные данные о дебите скважин, чтоусложняет проектирование ССВ. При больших объе-мах перекачиваемой жидкости на кусте можноиспользовать две и более ССВ.

С учетом отмеченного была разработана, защище-на патентом [3] и внедрена в ОАО «Удмуртнефть»опытно-промысловая ССВ (см. рисунок). Время сте-кания воды по стволу скважины превышает 3 ч. Впредложенном техническом решении обеспечивает-ся качество сброшенной воды, удовлетворяющеегеологическим условиям пласта. Особенностью дан-ной ССВ является то, что на внутренней колоннеподвешен погружной электроцентробежный насос,который создает давление, достаточное для закачкисброшенной воды в нагнетательную скважину.Испытания ССВ показали работоспособность пред-ложенной технологии.

В настоящее время в ОАО «Удмуртнефть» ведут-ся работы по проектированию шурфа для сбросаводы производительностью по жидкости до900 м3/сут. Ниже приведены результаты расчетапредполагаемой экономической эффективностивнедрения ССВ на одном из месторожденийОАО «Удмуртнефть» за 10 лет.

Инвестиции, тыс. руб. .........................................5815,8Приведенный объем инвестиций (PVI), тыс. руб........................................................5815,8Чистая приведенная стоимость (NPV), тыс. руб....................................................60581,9Индекс прибыльности (PI).....................................8,68Внутренняя норма доходности (IRR), %...........206,8Срок окупаемости (DPP), лет ................................1,34Результаты оценки перспективы применения техно-

логии предварительного кустового сброса воды наместорождениях ОАО «Удмуртнефть» показываютпотребность в 25 ССВ:

– для разгрузки систем сбора, транспорта подготов-ки нефти и закачки воды – 6 установок;

– для перевода системы поддержания пластовогодавления (ППД) с пресной воды на пластовую –16 установок;

– для отказа от использования водозаборных сква-жин для закачки в систему ППД – 3 установки.

Технология сброса и утилизации воды для кустовскважин позволяет провести децентрализацию сбро-са пластовых вод, что открывает новые возможностидля организации гибких локальных систем ППД сдифференцированной очисткой вод [1, 4].

ЗаключениеРазработана и внедрена скважина для сброса воды,

позволяющая осуществить ранний сброс и утилиза-цию части попутно добываемой воды непосредствен-но на кусте скважин. По выведенным критерию подо-бия и безразмерным параметрам определены условия,при которых качество сброшенной воды удовлетво-ряет геологическим условиям пласта.


1. Шаякберов В.Ф., Исмагилов Р.Р., Латыпов И.А. Новые технологиимодернизации обустройства старых нефтяных месторождений//Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2010. – № 1. –С. 8-11.2. Шаякберов В.Ф. Скважинная установка сброса воды для кустовскважин//Оборудование и технологии для нефтегазового комплек-са. – 2009. – № 3. – С. 15-16.3. Пат. РФ на полезную модель № 96171. Скважина для сбросаводы/А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов, Д.Н. Белых, К.Н. Вакатов,Р.Р. Исмагилов, И.А. Латыпов; заявитель и патентообладательООО «РН-УфаНИПИнефть». – №2010116410103; заявл. 26.04.10;опубл. 20.07.10.4. О модернизации старых нефтяных месторождений ЗападнойСибири и комплексном проектировании их разработки и обу-стройства/С.М. Соколов, В.А. Горбатиков, М.Ю. Тарасов,И.З. Фахретдинов//Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 120-123.



Скважина для сброса воды

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА


Опыт эксплуатации скважин с протяженными участками негерметичностиэксплуатационных колонн на примереместорождений ОАО «Самаранефтегаз»

ВведениеОАО «Самаранефтегаз» разрабатывает месторож-

дения, большая часть которых вступила в завер-шающую стадию разработки. При этом из почти5 тыс. добывающих скважин 30 % находятся в без-действии, часто из-за негерметичности эксплуата-ционной колонны.

Основными причинами возникновения негерме-тичности являются [1]:

– длительный (более 30 лет) срок эксплуатации вагрессивной пластовой среде;

– разрушение колонны из-за тектонических дви-жений земной коры;

– размыв цементного камня пластовыми водами;– нарушение технологии крепления скважин;– работы по интенсификации добычи нефти (гид-

роразрыв пласта, прострелочно-взрывные опера-ции, кислотные обработки).

Для выбора технологии ремонтно-изоляционныхработ (РИР) по ликвидации негерметичности экс-плуатационной колонны создана матрица выборатехнологии (рис. 1) [2]. В основе построения матри-цы лежат сведения о числе нарушений и расстояниимежду ними. При наличии единичного нарушенияэксплуатационной колонны для его ликвидациипредложено использование различных тампонаж-ных материалов: цементных растворов, смол, пла-стиков. В случае выявления в эксплуатационнойколонне нескольких интервалов негерметичностидля восстановления целостности колонны рекомен-довано применение различных механическихсредств: пластырей, двухпакерных компоновок, про-фильных перекрывателей. Скважину с негерметич-

ной эксплуатационной колонной также можно экс-плуатировать с помощью насосной установки спакером.

Особую сложность представляют работы по ликви-дации протяженных участков негерметичности экс-плуатационной колонны: имеющиеся технологиче-ские решения не всегда позволяют полностью вос-становить герметичность колонны либо проведениеремонтных работ оказывается нерентабельным.Наиболее эффективными технологиями восстанов-ления герметичности эксплуатационных колоннскважин ОАО «Самаранефтегаз» являются РИР сприменением специального оборудования: профиль-ных перекрывателей, колонн-летучек, УЭЦН с паке-ром. Вместе с тем область применения этих техниче-ских средств не позволяет восстанавливать герметич-ность эксплуатационных колонн во всех проблемныхскважинах. Так, в настоящее время отсутствуетэффективная технология ликвидации протяженныхучастков негерметичности эксплуатационныхколонн, расположенных в интервале 0-1500 м.

Одним из решений указанной проблемы являетсяприменение специального пакера-гильзы и УЭЦН вгерметичном кожухе. В настоящее время эта техно-логия с успехом используется для эксплуатацииосложненных скважин в различных нефтедобываю-щих районах России. В ОАО «НК «Роснефть» техно-логия впервые была испытана в 2010 г. вОАО «Самаранефтегаз» в рамках проекта СистемыНовых Технологий.

Критерии подбора скважин-кандидатов для про-ведения испытаний: погружной эдектродвигательдля экслуатацонной колонны диаметром 146 мм –

Р.Г. Шайхутдинов, Э.О. Тимашев, к.т.н. (ООО «СамараНИПИнефть»), А.Ю. Пресняков (ООО «РН-УфаНИПИнефть»),

С.А. Козлов, А.В. Шириня (ООО «Самаранефтегаз»)

УДК 622.276.76 Коллектив авторов, 2011

Ключевые слова: ремонтно-изоляционные работы (РИР), негерметичность эксплуатационной колонны, тампо-нажный состав, электроцентробежный насос в кожухе, пакер-гильза.


ПЭД 103, диаметром 168 мм – ПЭД 117; глубина спус-ка – 2000 м; депрессия на кожух – 16 МПа; газовый фак-тор – 100 м3/т. Для проведения испытаний были ото-браны скв. 40 Никольско-Спиридоновская и скв. 20Верхне-Ветлянская.

Схема и принцип работы компоновкиКомпоновка предназначена для колонн диаметром

146 и 168 мм. В ее состав входят пакер-гильза, полиро-ванная втулка, ниппель, хвостовик, УЭЦН в кожухе(рис. 2).

Пакер-гильза устанавливается ниже интервала негер-метичности и предназначен для разобщения межтруб-ного пространства с целью предохранения обсаднойколонны от действия высоких давлений и агрессивныхсред, а также для изоляции продуктивного пласта отвышележащих поврежденных участков эксплуатацион-ной колонны. Перед спуском и посадкой пакера подЭЦН в кожухе необходимо прошаблонировать колон-ну, опрессовать технологические и фондовые НКТ.Затем выполняются монтаж, спуск и установка пакера-гильзы в выбранном интервале, при этом необходимоисключить его посадку в муфтовое соединение.

При посадке пакера-гильзы металлический патру-бок расширяется с помощью конуса, приводимого вдвижение гидроцилиндром посадочного инструмен-



Рис. 1. Матрица выбора технологии РИР по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны: ВУС – вязкоупругий состав; ЭЦН – электроцентробежный насос

Рис. 2. Схема компоновки «Навигатор»

та. Пакер-гильза (рис. 3) включаетметаллический патрубок 2 с наде-тыми на него эластичными уплот-нительными элементами 3 и кор-пус 6, который имеет проходнойканал 8 с уплотнительными эле-ментами 7 и клапаном 9. Послеспуска пакера-гильзы в заданныйинтервал в лифтовые трубы, накоторых его спускают, закачиваютжидкость под давлением 18-25МПа, за счет чего гидроприводтянет шток 1, перемещающийконус 5, расширяя патрубок 2 иприжимая уплотнительные эле-менты 3 к стенкам обсаднойколонны. Плотное прижатиеуплотнительных элементов к стен-кам обсадной колонны обеспечива-ет герметичность пакера и его фик-сацию. Затем посадочный инстру-мент поднимают из скважины испускают компоновку: воронкаНКТ, ниппель 10 (для стыковки спакером), ПЭД в кожухе с хвостовиком, секции ЭЦНна НКТ. Осуществляется стыковка ниппеля с паке-ром-гильзой, монтируется устьевая арматура и про-чее наземное оборудование, выполняется пробныйзапуск ЭЦН.

Для извлечения пакера-гильзы разработанинструмент, включающий нож, работающий поддействием веса труб, и ловитель, залавливающий-ся за нижний торец пакера-гильзы. Усилие резаниясоставляет 50-60 кН.

Преимущества технологии1. Значительное сокращение времени ремонта

(по сравнению с традиционными РИР).2. Высокая успешность метода (достигает 95 %).3. Отсутствие необходимости изолировать верх-

ний пласт. К нему в дальнейшем можно вернуться иввести в эксплуатацию (например, для поддержанияпластового давления).

4. Возможность извлечения компоновки из скважи-ны за одну спускоподъемную операцию при необхо-димости проведения сложных ремонтных работ.

5. Устанавка ниже ЭЦН, а следовательно, возмож-ность извлечения насоса без осложнений.

6. Исключена вероятность накопления газа и, какследствие, срыва подачи насоса при герметизациикомпоновки на приеме входного модуля. Кроме

того, при установке над входныммодулем диспергатора можно при-менять ЭЦН в скважинах с повы-шенным газовым фактором.

7. Отсутствие риска срыва пакераи его разгерметизации под влияни-ем переменных динамическихнагрузок вследствие остановок изапусков УЭЦН благодаря телеско-пическому независимому соедине-нию пакера с установкой.

8. Улучшение охлаждения ПЭД засчет увеличения скорости подъемапластовой жидкости в кожухе.

9. Пакерная система без механиче-ских якорей позволяет проводитьсрыв компоновки при подъеме безприложения дополнительных осе-вых усилий и после длительной экс-плуатации.

Недостатки технологииВ зависимости от агрессивности

пластовых сред резиновые уплотненияпакера-гильзы подвержены разрушению. Это можетпривести к появлению негерметичности в интервалестыковки пакера с колонной.

К недостатком также можно отнести то, что пакер-гильза – устройство одноразового использования.

Опытно-промышленные работы Скв. 40 Никольско-Спиридоновского месторожде-

ния была введена в эксплуатацию фонтанным спо-собом в марте 1982 г. на пласт Б2(С1) с суточнымдебитом безводной нефти 91,4 т/сут. В феврале1984 г. скважина была переведена на механизирован-ный способ добычи (УЭЦН), дебит нефти составлял117,4 т/сут при обводненности 14 %. В сентябре1987 г. обводненность резко возросла (от 69 до99 %). В таком режиме скважина проработала дофевраля 1996 г. и была остановлена. По результатамэлектромагнитной дефектоскопии и толщиномет-рии от 21.06.01 г. обнаружены нарушения эксплуата-ционной колонны в интервалах 1157-1160, 1185-1188, 1195-1199, 1201-1204, 1205-1208, 1211-1218,1317-1318, 1375-1378, 1621-1622 м. Было решено изо-лировать интервалы негерметичности установкойпакера-гильзы на глубине 1950 м, УЭЦН в кожухеустановить на глубине 1850 м, под пакером-гильзойбыл предусмотрен хвостовик длиной 60 м. Передспуском компоновки в скважину были проведены



Рис. 3. Схема пакера-гильзы

подготовительные работы по скреперованию интер-вала посадки пакера-гильзы, исследование техниче-ского состояния колонны дефектоскопом и кавер-номером. В результате пакер-гильза был установленна глубине 1941,84 м, УЭЦН 5-80-1800 в кожухе – наглубине 1836,84 м. Герметичность пакера-гильзыподтверждена сохранением статического уровняжидкости в затрубном пространстве скважиныпосле запуска УЭЦН.

Скв. 20 Верхне-Ветлянского месторождения былавведена в эксплуатацию фонтанным способом вапреле 1974 г. на пласт ДЛ с дебитом безводнойнефти 30 т/сут. В марте 1976 г. скважина была пере-ведена на механизированный способ добычи(УЭЦН), дебит нефти составлял около 70 т/сут приобводненности 15 %. В мае 1983 г. скважина резкообводнилась (обводненность увеличилась от 60 до82 %). В мае 1988 г. обводненность достигла 97 %.Было принято решение перевести скважину врежим периодической эксплуатации. В такомрежиме скважина проработала до сентября 2010 г.Ранее в результате исследований были обнаруженынарушения эксплуатационной колонны в интерва-ле 40 - 45 м. Многократные РИР по их изоляциицементным раствором оказались безуспешными, ибыло принято решение перевести скважину наэксплуатацию УЭЦН в кожухе с пакером.Планировалось установить пакер-гильзу на глуби-не 2500 м, УЭЦН в кожухе – на глубине 2400 м, подпакером-гильзой был предусмотрен хвостовик изНКТ диаметром 73 мм, длиной 63 м. Перед спус-ком компоновки в скважину были проведены под-готовительные работы по скреперованию интерва-ла посадки пакера-гильзы, исследованию техниче-ского состояния колонны дефектоскопом и кавер-номером. В результате пакер-гильза был установ-

лен на глубине 2497 м, УЭЦН в кожухе – на глуби-не 2396,69 м. Герметичность пакера-гильзы под-тверждена сохранением статического уровня жид-кости в затрубном пространстве скважины послезапуска УЭЦН.

Результаты проведенных работ представлены втаблице. Испытания признаны эффективными. Внастоящее время скважины работают в штатномрежиме.

Выводы1. Технология ликвидации негерметичности экс-

плуатационной колонны с применением пакера иУЭЦН в кожухе не только является эффективнымрешением для вывода из бездействия скважин спротяженными участками негерметичности экс-плуатационной колонны, но и позволяет существен-но увеличить межремонтный период (наработка наотказ по скважинам с момента внедрения состав-ляет около 1 года, эксплуатация продолжается).

2. Полученные в ОАО «Самаранефтегаз» результатыиспытаний позволили запланировать в 2011 г. про-мышленное внедрение технологии в 10 скважинах.


1. Стрижнев К.В. Тампонажные составы для восстановления гер-метичности эксплуатационной колонны//Нефтяное хозяйство. –2007. – № 12. – С. – 49-52.

2. Комплексные технологии ремонта и защиты колонн в скважи-нах Барсуковского месторождения/О.А. Тяпов, А.Г. Михайлов,С.Е. Мезиков А.Ю. Пресняков//Нефть. Газ. Новации. – 2009. –№ 5-6. – С. 108-112.



Месторождение Номер скважиы Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводненность, % Никольско-Спиридоновское 40 35/41 17/35,4 51/46

Верхне-Ветлянское 20 20/45 17/36 12,4/45 Примечание. В числителе приведены проектные показатели, в знаменателе – фактические.

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА И НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЕ


Исследование закономерностей синтеза при получении моющих присадок к бензинам

Введение В связи с постоянно повышающейся долей автомо-

билей с инжекторными двигателями все более островстает проблема создания моющих присадок четвер-того поколения, предотвращающих образование на-гара не только в карбюраторе, но и в камере сгорания.За рубежом моющие присадки являются необходи-мым компонентом бензина марки «Евро» – 3, 4, 5.В России их применение пока не является обязатель-ным, однако объем потребления, в первую очередьдля брендовых топлив, постоянно возрастает [1] иобеспечивается в основном за счет импорта. В связи сэтим весьма актуальными являются исследования, на-правленные на разработку отечественной технологииполучения присадки, базирующейся на сырье, про-изводимом в России.

Исследование закономерностей синтезацелевых алкилфенолов, используемых приполучении моющих присадок

Сырьем для синтеза присадок различного функ-ционального назначения могут служить алкилфе-нолы (АФ). Их получают алкилированием фенолаолефинами – олигомерами этилена С16-С18 в при-сутствии гетерогенных катализаторов. Традицион-но в отечественной практике таким катализаторомявлялся сульфокатионит КУ 2х8 чс. Более перспек-тивным представляется использование макропо-ристого катализатора Amberlyst 36 Dry (компанииRohm&Haas). Были исследованы закономерностиалкилирования фенола в присутствии этого ката-лизатора промышленными олигомерами этилена

С16-С18, которые представляют собой смесь линей-ных α-олефинов с 2-алкилзамещенными α-олефи-нами и цис-, транс-олефинов в возможно болеешироких интервалах взаимных соотношений.Схема реакции образования первичных, вторич-ных и третичных карбокатионов следующая:

(1)

Схема алкилирования фенола ди- и тризамещен-ными катионами и изомеризация полученных хи-мических продуктов.

(2)

Анализ данных показывает, что состав алкилатаи конверсия зависят как от состава олигомеровэтилена, так и от условий проведения реакции.

К.Б. Рудяк, д.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»), С.В. Котов, д.х.н., В.А. Тыщенко, д.т.н., Н.С. Котова, Г.В. Тимофеева (ОАО «СвНИИНП»),

В.Н. Фомин, к.э.н., А.В. Тарасов (ООО «НЗМП»)

УДК 665.733.038:543 Коллектив авторов, 2011

Ключевые слова: моющие присадки, алкилирование фенола, синтез оснований Манниха, алкилфенол, поли-амины, кинетические закономерности.


Выявляется четкая зависимость выхода АФ от со-держания 2-алкилзамещенных α-олефинов и оле-финов с внутренней двойной связью. Наиболеевысокий выход АФ (более 90 % на сумму орто- ипара-изомеров) наблюдается при использованииолигомеров этилена, содержащих наибольшее ко-личество 2-алкилзамещенных α-олефинов, атакже цис- или транс-олефинов. Напротив, повы-шение содержания линейных α-олефинов от 48,5до 94,5 % приводит к резкому снижению выходаАФ (до 64 %) и существенному увеличению (от0,84 до 14 %) выхода алкилфениловых эфиров(АФЭ) в реакционной массе. При этом наиболеенизкий выход АФ и наиболее высокое содержаниеАФЭ наблюдаются при использовании олигоме-ров этилена, не содержащих 2-алкилзамещенныхα-олефинов.

Экспериментально установлено, что с увеличе-нием продолжительности реакции выход АФЭснижается (см. рисунок 1, а). Это свидетельствуето том, что в ходе реакции происходит перегруп-пировка АФЭ в АФ. Однако скорость превраще-ния АФЭ значительно зависит от структуры ал-кильного радикала эфира. Алкильный радикал,содержащий связанный с кислородом третичныйатом углерода, в большей степени склонен к от-щеплению и присоединению к ароматическомукольцу. Так, выход АФЭ, полученных из олигоме-ров этилена, содержавших около 30 %, 2-алкилза-мещенных α-олефинов, при увеличении продол-жительности реакции от 2 до 3 ч сократился в 2,3раза. В этих же условиях выход АФЭ, полученныхна основе фенола и линейных α-олефинов, прак-тически не изменился. Это объясняется, очевид-но, большей легкостью расщепления С_О связи с

образованием более стабильного трет-алкильно-го катиона.

Анализ соотношения орто- и пара-изомеровАФ, показывает, что оно практически не изме-няется с увеличением длительности процесса. Со-отношение орто- и пара-изомеров АФ составляет1,27-1,43 к 1 при использовании в качестве алки-лирующего агента олигомеров этилена с содержа-нием 2-алкилзамещенных α-олефинов около30 %. При алкилировании фенола олигомерамиэтилена, практически не содержащими 2-алкилза-мещенных α-олефинов, соотношение орто- ипара-изомеров АФ увеличивается до 2,75-3,13 к 1.Это связано, видимо, с более слабыми стериче-скими затруднениями занятия орто-положенияпервичным или вторичным катионом по сравне-нию с третичным. Увеличение длительности про-цесса от 2 до 3-4 ч не приводит к существенномуповышению выхода АФ. Наблюдаемое в этот пе-риод некоторое снижение концентрации олиго-меров этилена в реакционной массе не связано спроцессом алкилирования фенола. Об этом сви-детельствует не только отсутствие увеличениявыхода АФ, но и стабильность концентрации фе-нола в реакционной массе.

На выход как целевых, так и побочных продук-тов алкилирования существенно влияет темпера-тура процесса. С ростом температуры до 125 °Свыход АФЭ существенно снижается. При ее повы-шении от 125 до 135 °С соотношение орто- ипара-изомеров в составе АФ увеличивается от1,27 до 1,47. Таким образом, скорость алкилирова-ния в орто-положение возрастает с повышениемтемпературы быстрее, чем в пара-положение по-скольку алкилирование в орто-положение требует



Рис. 1. Выход продуктов алкилирования при использовании олигомеров этилена производства ОАО «Нижнекам-скнефтехим» (а) и концерна «Шелл» (б)

большей энергии активации. При повышениитемпературы энергетический барьер преодолева-ет боʹльшая доля молекул олефинов.

Селективность процесса получения АФ можносущественно повысить путем вовлечения диа-лкилфенолов в реакцию диспропорционирова-ния с фенолом. Поскольку этому процессу спо-собствует более высокое соотношение фенола иолигомеров этилена, были проведены экспери-менты при мольном соотношении фенола и оли-гомеров этилена 6 к 1 (ранее 2,5 к 1) при темпера-туре 135 °С и времени реакции 3 ч. Результаты ис-следований полностью подтверждают предполо-жение о том, что увеличение соотношения фено-ла и олигомеров этилена положительно влияет навыход и состав АФ при использовании олигоме-ров этилена с массовым содержанием линейныхолефинов как 61 % (Innovin), так и 94,5 % (Shell).Выход АФ в обоих случаях приближается к теоре-тическому. Содержание алкилфениловых эфирови диалкилфенолов полностью соответствует рег-ламентным нормам.

В результате проведения комплекса исследова-ний основных кинетических закономерностей ге-терогеннокаталитического алкилирования фено-ла α-олефином С18 доказано, что процесс отно-сится к кинетической модели второго порядка.

Константа скорости реакции второго порядкарассчитывается по формуле

где С0Ф, С0

ОЭ – начальная концентрация соот-ветственно фенола и олигомера этилена; СФ,СОЭ – концентрация соответственно фенола иолигомера этилена в момент времени t; k – кон-станта скорости реакции.

На основе экспериментальных данных быларассчитана энергия активации, которая составила55,3 кДж/моль. Высокая энергия активации сви-детельствует, что применение катализатора Am-bеrlyst переводит процесс алкилирования фенолаолефинами в кинетическую область (диффузион-ной области соответствует энергия активации неболее 42 кДж/моль).

Исследование закономерностей синтезаи свойств моющих присадок на основецелевых алкилфенолов

Ранее проведенными исследованиями былаустановлена высокая моющая способность осно-

ваний Манниха в карбюраторных двигателях, чтопослужило предпосылкой исследования указан-ных соединений на клапанах [2, 3]. Модификацияреакции Манниха, известная как реакция Черня-ка – Айнгорна, – реакция замещения атома водо-рода в ароматических соединениях на амидо- илиимидометильную группу.

Синтез оснований Манниха проводили на осно-ве АФ производства ООО «Новокуйбышевскийзавод масел и присадок». Алкильным заместите-лем в АФ являлись радикалы С16 – С18 преимуще-ственно в орто- и пара-положении. Кроме того, всинтезе использовали параформальдегид (ПФ) иполиэтиленполиамины (ПЭПД) общей формулойNH2(CH2CH2NH)nH, где n = 1 - 7.

При взаимодействии АФ, диэтилентриамина(ДЭТА) и ПФ при температуре 87 °С в течение1,75 ч в среде бензола (АФ: ДЭТА: ПФ = 2:1:2) по-лучен N,N1 - (алкил-3-гидроксибензил)диэти-лентриамин

(3)

На основе триэтилентетрамина (ТЭТА), АФ иПФ (АФ:ТЭТА:ПФ = 2:1:2) при температуре = 87°С и времени синтеза 2 ч в среде бензола синтези-рован N,N1 - (алкил-3-гидроксибензил)триэти-лентетрамин

(4)

При мольном соотношении АФ: ТЭТА: ПФ, рав-ном 1:1:1, получен N-(алкил-3-гидроксибензил)-триэтилентетрамин, содержащий одно алкилфе-нольное кольцо

(5)

Из литературных данных известно применениев качестве моющих присадок к бензинам поли-эфирных соединений, поэтому представлял инте-рес синтез оснований Манниха с полиэфирнойцепочкой в структуре. В качестве аминопроизвод-ного использовался промышленный продукт

10 0

0

0С С

C С

С Сk

Ф ОЭ

Ф ОЭ

ОЭ Ф

ln ,−

= t



ДА-200, представляющий собой полиоксипропи-ленамин – сополимер окисиэтилена и пропилена сконцевыми первичными аминогруппами. Пре-имуществом использования ДА-200 в синтезе ос-нований Манниха является отсутствие в его хи-мической структуре конкурирующих амино-групп. При мольном соотношении АФ:ДА-200: ПФ,равном 2:1:2, получается N,N1 - (алкил-3-гидро-ксибензил)полиоксипропилендиамин

(6)

где n = 3 - 4.В результате комплекса исследований основных

кинетических закономерностей синтеза основа-ний Манниха на основе целевых алкилфенолов,ТЭТА и ПФ установлено, что общий порядок ре-акции третий.

Константа скорости при мольном соотношенииАФ:ТЭТА:ПФ, равном 1:1:1, составляет 33⋅10-5 л/(моль⋅с), 2:1:2 – 60⋅10-5 л/(моль⋅с). Это объ-ясняется наличием в молекуле двух реакционноспо-собных вторичных аминогрупп.

Синтезированные образцы моющей присадки,получаемые по реакции Манниха (4)–(6) (N, N1-(алкил-3-гидроксибензил)полиоксипропилендиа-мин в виде 50 %-ного раствора в ароматическомрастворителе) были испытаны с целью определе-ния эффективности моющего действия по мето-дике СТО АНН 40488460-001-2004.

Ранее было показано [4], что наибольшей мою-щей эффективностью обладает N,N1-(алкил-3-гид-роксибензил) диэтилентриамин, который обес -печивает сохранение чистоты впускных клапанови карбюратора и незначительно влияет на нагаро-образование в камере сгорания. Присадки (5) и(6) показывают удовлетворительную эффектив-ность по сохранению чистоты впускных клапановпри одновременном обеспечении достаточно хо-рошего состояния карбюратора и приемлемогоуровня нагарообразования в камере сгорания.

Особого внимания заслуживает влияние числаалкилфенольных радикалов в молекуле на мою-

щую способность присадки. Для всех основанийМанниха, получаемых при соотношении реаген-тов АФ: аминный компонент: ПФ, равном 2:1:2,этот эффект значительно выше, чем для продук-тов, полученных при соотношении, равном 1:1:1.Это позволило сделать предположение, что в ка-честве аминного компонента целесообразно ис-пользовать полиэтиленполиамин (ПЭПА) с n = 7.С целью проверки этого предположения былисинтезированы образцы активного веществаприсадки N,N1,N2,N3,N4,N5-(алкил-3-гидрокси-бензил)полиэтиленполиамина при мольном соот-ношении АФ: ПЭПА:ПФ, равном 6:1:6.

(7)

Результаты испытаний приведены в таблице.Сопоставление данных таблицы с ранее опубли-кованными [4] показывает, что увеличение числаалкилфенольных радикалов в молекуле основа-ния Манниха приводит к существенному сниже-нию массы отложений на впускных клапанах.



Топливо

Масса отложений на впускных клапанах,

мг/кг

Масса нагара в камере

сгорания, мг/кг

Уровень загрязнения

карбюратора, балл

АИ -95 (базовое) 121 720 9,5

Базовое, обработанное присадкой (7)

14 890 9,7

Заключение Показано существенное влияние мольного со-

отношения олефинов различной структуры в со-ставе промышленных олигомеров этилена навыход целевых и побочных продуктов в процессеалкилирования ими фенола в присутствии ката-лизатора Amberlyst 36 Dry.

Проведенные стендовые испытания моющегодействия присадок по методике СТО АНН40488460-001-2004 показали, что увеличениечисла алкилфенольных радикалов в молекуле ос-нования Манниха приводит к положительномуэффекту по поддержанию чистоты как карбюра-торов, так и впускных клапанов при незначитель-ном нагарообразовании в камере сгорания.


1. Данилов А.М. 6 Международный форум. Топливно-энерге-тический комплекс России. Санкт-Петербург, 11 – 13 апреля2006 г. - СПб.: Химиздат, 2006. - С.86-88.

2. US Patent 5039310. Polyether Substituted Mannich Bases as Fueland Lubricant Ashless Dispersants/D.A. Blain, A.B. Cardis; assig-nee: Mobil Oil Corporation. – No. 280457; filed Dec. 6, 1988; dateof patent Aug. 13, 1991.

3. US Patent 5413614. Mannich Condensaion Products ofPoly(oxyalkylene)hydroxyaromatic Carbamates and Fuel Compo-sitions Containing the Same/R.E. Cherpeck; assignee ChevronChemical Company. – No. 236432; filed May 2, 1994; date of pa-tent May 9, 1995.

4. Разработка научных основ технологии получения моющейприсадки к бензинам/Н.С. Котова, Г.В. Тимофеева, И.Ф. Кры-лов, А.А. Терехин//Научно-технический вестник ОАО «НК«Роснефть». – 2009. - №3. – С.43 - 46



БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГАОАО «НК «Роснефть»

Повышение продуктивности нефтегазовых коллекторовМ. Экономидес, К. Нолте

Москва–Ижевск:

Институт компьютерных исследований, 2011.

Том 1 – 676 стр., Том 2 – 674 стр.

через Интернет-магазин MATESIS - http://shop.rcd.ru/

А ТАКЖЕ:ИМАШ РАН (Москва, ул. Бардина. д. 4, корп. 3, оф. 414, тел.: (495) 641-69-38, факс: (499) 135-54-37)"Дом научно-технической книги" (Москва, Ленинский пр., 40)Книжные киоски фирмы "Аргумент""Санкт-Петербургский дом книги" (Санкт-Петербург, Невский пр., 28)Издательство СПБГУ, Магазин №1 (Санкт-Петербург, Университетская набережная, 7/9)Издательство Института компьютерных исследований, УдГУ (Ижевск, ул.Университетская, 1, корп. 4, к. 211. тел. (3412) 500-295)

ИНТЕРЕСУЮЩИЕ ВАС КНИГИ МОЖНО ПРИОБРЕСТИ:

В СЕРИИ «БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГА»готовится к изданию двухтомник

в апрелеV научно−практическую конференцию «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработкиместорождений, добычи и переработки нефти»

в июнеII научно−практическую конференцию «Инжиниринг строительства и реконструкции скважин»

в сентябреXII научно−практическую конференцию «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами»

и другие мероприятия по нефтегазовой тематике.

По вопросам участия обращайтесь к

Марине Эдуардовне Хлебниковой[email protected]

Анастасии Давыдовойdavydova@oil−industry.ru

+7 (495) 730−0717

В 2012 г. планируется провести

СООРГАНИЗАТОРЫ:

Журнал«Нефтяное хозяйство»

ОАО «НК «Роснефть»

ИЗ ИСТОРИИ НАУКИ И ТЕХНИКИ


Формула Барлоу

ВведениеЕстественные науки уже давно избрали своим

языком математику. И. Кант более 200 лет назад на-писал: «Учение о природе будет содержать науку всобственном смысле лишь в той мере, в какой можетбыть применена в нем математика...».

Инженеры тоже разговаривают на языке мате-матики, хотя в инженерном языке встречаются«диалекты», особенно там, где приходится поль-зоваться эмпирическими формулами или так на-зываемыми «всем известными» математическимивыражениями. Когда начинаешь углубляться впроблему таких инженерных «диалектов», на умприходит библейская история о Вавилонскойбашне.

Сказание о Вавилонской башне многим известнос детства: задумали люди построить город ибашню высотою до небес. Но Бог решил помешатьих замыслу, смешав языки градостроителей так,что они перестали понимать друг друга. Грандиоз-ное строительство прекратилось, город и башняпревратились в руины, а строители рассеялись повсей земле.

Проблемные ситуации возникают при междуна-родном сотрудничестве довольно часто, причем втрубопроводном строительстве не реже, чем в дру-гих отраслях. Связано это со значительной эмпи-ричностью расчетов, а также с тем, что зачастую закажущейся простотой скрываются весьма глубокиемысли, которые забыты нашими современниками.

Едва ли имеет смысл рассматривать данный во-прос глобально. Достаточно представить неболь-шую конкретную иллюстрацию к системе трубо-проводных стандартов.

Расчеты толщины стенки трубопроводовВ большинстве зарубежных стандартов, в частно-

сти, ASME [1, 2], DEP [3], толщина стенки трубопро-водов и давления испытания рассчитываются с при-менением формулы Барлоу

(1)

где p – давление в трубе; s – напряжение в стенкетрубы; d – толщина стенки; Dout – наружный диа-метр трубы.

В российских СНиП [4] применяется формула, ко-торая немного отличается от приведенной,

(2)

где Din – внутренний диаметр трубы.Для типовых размеров труб по российской фор-

муле давления испытания на 3-5 % больше, чем поформуле Барлоу. С другой стороны, толщина стенкитрубы, определяемая из формулы Барлоу, больше,чем получаемая из отечественной формулы. Хотя вэтом случае разница нивелируется целым комплек-сом дополнительных полуэмпирических коэффи-циентов, используемых в стандартах.

История формулы БарлоуПо мнению американских производителей труб,

формула Барлоу названа в честь ее автора – ПитераБарлоу. Об этом замечательном ученом ни в русско-

pDout

=⋅ ⋅2 s d

,

pDin

=⋅ ⋅2 s d

,

Ю.А. Маянц (ЗАО НПВО «НГС-оргпроектэкономика»)

УДК 622.692.4.01:532.11 Ю.А. Маянц, 2011

Ключевые слова: кольцевые напряжения, трубопровод, стресс-тест, Барлоу, деформация трубы.


язычной литературе, ни в Рунете никакой информа-ции найти не удалось. Поэтому нам пришлосьсамим разместить перевод его биографии в Википе-дии на странице http://ru.wikipedia.org/wiki/Барлоу,_Питер.

Питер Барлоу (англ. Peter Barlow, октябрь 1776 г. –1 марта 1862 г.) – английский специалист по фунда-ментальной и прикладной математике. Барлоу родил-ся в Норидже, точно известны только месяц и год егорождения. В 1806 г., в возрасте 30 лет, он был назначенпреподавателем математики в Королевском военномучилище в Вулидже (юго-восточный Лондон), гдепроработал 41 год. В 1823 г. он стал членом Королев-ского общества, в 1825 г. получил медаль Копли. Бар-лоу уделял много внимания паровозостроению и за-седал в железнодорожных комиссиях в 1836, 1839,1842 и 1845 г. Он также провел несколько расследова-ний для вновь образованной Железнодорожной ин-спекции в начале 40-х годов XIX века.

Его сыновья Питер Уильям Барлоу и Уильям ГенриБарлоу стали выдающимися инженерами-строите-лями XIX века.

Барлоу получил много наград от британских и за-рубежных научных сообществ. Его основные рабо-ты: «Элементарные исследования по теории чисел»(1811 г.), «Новый математический и философскийсловарь» (1814 г.), «Очерк о магнитном притяже-нии» (1820 г.).

Исследования Барлоу в области магнетизма приве-ли к важному для практики открытию методов ис-правления, или компенсации, ошибок судового ком-

паса. Помимо составления многочисленных полез-ных таблиц, он внес большой вклад в составлениеEncyclopaedia Metropolitana. Питеру Барлоу такжепринадлежит несколько работ по теории прочностиматериалов, включая «Очерк о прочности и напря-жениях в дереве» (1817 г.) и «Монографию о сопро-тивлении материалов». Шестое издание (1867 г.)первой из этих работ было подготовлено сыновьямиБарлоу после его смерти и содержит биографиюих отца.

В американских энциклопедиях написано: «Bar-low’s Formula is an easy method for finding the relation-ship the internal fluid pressure and stress in the pipewall. This formula is also known as the Outside Diame-ter Formula…» («Формула Барлоу – простой способопределения соотношения между внутренним дав-лением жидкости и напряжением в стенке трубы.Эта формула известна и как Формула НаружногоДиаметра…»).

Объективно говоря, документальных однознач-ных данных о том, является ли автором формулыПитер Барлоу, кто-нибудь из его сыновей или одно-фамильцев, нами не найдено. И это несправедливо.Потому что имя, данное формуле, – это памятникчеловеческому гению. В данном же случае остаютсянекоторые сомнения, тот ли человек запечатлен впамятнике или нет.

Физический смысл расчетных формул Поскольку расчетные формулы, принятые в рос-

сийских и зарубежных стандартах, различаются, по-пробуем оценить корректность выполняемых поним расчетов.

Кольцевые напряжения в стенке трубы можноопределить по следующей формуле:

(3)

Формула (3) легко выводится из условия равнове-сия элементов трубы и предположения о равномер-ности распределения кольцевых напряжений потолщине стенки. Однако на внутреннюю поверх-ность трубы действует в перпендикулярном направ-лении внутреннее давление. Поэтому по третьейтеории прочности (максимальных касательных на-пряжений) эквивалентное напряжение на внутрен-ней стенке трубы

(4)

sd

к .=⋅

⋅

p Din

2

s sd

d

d dэкв к= + =

⋅

⋅+ =

⋅ + ⋅( )⋅

=⋅

⋅p

p Dp

p D p Din in out

2

2

2 2.



Питер Барлоу

Таким образом, получилась «формула Барлоу».Если аналогично попробовать вывести величину

эквивалентного напряжения на внутренней стенкеиз известных формул Ляме, то результат будеттаким же.

Допустим, что труба изготовлена из идеальноупругопластического материала. Если условно неучитывать влияние радиальной деформации трубына напряжения, то получим зависимость деформа-ции трубы от внутреннего давления, представлен-ную на рисунке. Из него видно, что нагружениетрубы давлением, определяемым по формуле Бар-лоу, соответствует началу пластической деформа-ции, а по формулам, приведенным в отечественныхнормативных документах, – пластической деформа-ции по всей толщине стенки трубы.

Начало пластической деформации – порог, за ко-торым возникают необратимые изменения геомет-рических параметров и может начинаться формиро-вание новых дефектов. С этой точки зрения форму-ла Барлоу имеет физический смысл.

Различие результатов не очень велико при относи-тельно небольших толщинах труб. Однако с учетомтого, что толщина труб современных трубопрово-дов увеличивается из-за постоянно растущих про-ектных давлений, различие результатов расчетовстановится все больше.

ЗаключениеВ принципе, можно принять за основу систему

расчетов исходя как из одной, так и другой форму-лы. Проблемы начинаются, когда происходит сты-ковка отечественных и зарубежных стандартов.

Будет ли вступать Россия в ВТО или нет, а вопросгармонизации стандартов на повестке дня стоитостро. Причем его острота усиливается с расшире-нием международного сотрудничества, в том числе вобласти трубопроводного строительства.

Например, существуют немецкий «БюллетеньVdTUV. Трубопроводы 1060» [5] и российский доку-мент ВН 39.1.9-004-98 [6]. Из близкого сходства этихдокументов можно заключить, что один из них былвзят за основу для другого. При этом кардинальноеотличие заключается в том, что для определениядавления испытания в немецком документе приме-нена формула Барлоу, а в российском – наша класси-ческая расчетная формула. Все бы ничего, но пристоль опасном испытании, как «стресс-тест», расче-ты по российским формулам дают превышение дав-ления испытания над результатами, получаемымипри расчете по формуле Барлоу из немецкого стан-дарта, на 3-5 %.

Справедливости ради нужно отметить, что «по-бродив» по нескольким англоязычным инженернымфорумам, можно обнаружить, что под понятием«формула Барлоу» иностранцы зачастую понимаютименно формулу, которая используется в нашихстандартах. Судя по всему, физический смысл фор-мулы Барлоу утерян в широких инженерных массахне только в России, но и за рубежом.


1. ASME-B31.4-2002. Liquid transportation system for liquid hydro-carbons and other liquids.

2. ASME-B31.8. Gas transmission and distribution piping systems.

3. DEP 31.40.40.38-Gen. Hydrostatic pressure testing of new pipelines.

4. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.

5. Бюллетень VdTUV. Трубопроводы 1060. «Рекомендации попроведению стресс-теста».

6. ВН 39.1.9-004-98. Инструкция по проведению гидравлическихиспытаний трубопроводов повышенным давлением (методомстресс-теста).



Зависимость деформации трубы Δ от внут-реннего давления p

Статья дол жна быть напи са на гра мот ным науч ным языком, отра жать досто вер ные факты, изло -

же ние мате ри а ла дол жно быть постро ено по схеме «ана лиз – вывод» с обя за тель ным выде ле ни -

ем Вве де ния и Заклю че ния.

Автор ский кол лек тив дол жен быть не более четы рех чело век.

В све де ниях об авто рах необхо ди мо ука зать фами лию, имя, отче ство пол но стью; место рабо ты

и зани ма емую дол жность; уче ные сте пень, зва ние (если есть); рабо чий поч то вый адрес, рабо чий

теле фон/факс; элек трон ную почту.

Объем статьи: от 12 до 16 тысяч зна ков (с про бе ла ми),

число рисун ков – не более 4, число таблиц – не более 4.

Фор мат рисун ков: Word, Excel, CorelDraw, Adobe Illustrator (текстовая информация в кривых),

Photoshop (тип фай лов jpg или tif; раз ре ше ние не менее 300 dpi).

Статьи сле ду ет пред оста влять на элек трон ных носи телях или пере сы лать по элек трон ной

почте. Если объем файла соста вля ет 1 МГб и более, то при отпра вле нии ста тей необхо ди мо

исполь зо вать архи ва тор RAR, ZIP.

Вниманию авторов статей, публикуемых в Научно−техническом вестнике

ОАО «НК «Роснефть»

Науч но�тех ни че ские статьи, пла ни руе мые к опу бли ко ва нию в нашем изда нии, про хо дят

про це ду ры рецен зи ро ва ния и утвер жде ния на редак ци он ной кол ле гии. При поло жи тель -

ных заклю че ниях мате ри а лы поме ща ют ся в «порт фель» редак ции для даль ней ше го публи -

ко ва ния.

Про це ду ра рецен зи ро ва ния�и утвер жде ния зани ма ет от 1 до 3 мес, далее – статья публи ку -

ет ся в поряд ке оче ре ди. Поря док публи ка ции зави сит от акту аль но сти мате ри а ла.

За допол ни тель ной инфор ма ци ей обра щай тесь

в Департамент научно-тех ни че ского развития и инноваций ОАО «НК «Рос неф ть»

к ученому секретарю Марине Эдуардовне Хлебниковой

E�mail: m_khleb ni ko va@ros neft.ru

Тел. (495) 229-47-28 или 65�55 (Меридиан)

ТРЕБОВАНИЯк тек сто вым и иллю стра тив ным мате ри а лам

для публи ка ции в Науч но−тех ни че ском вест ни ке ОАО «НК «Рос неф ть»


Рефераты. Выпуск 24 (июль−сентябрь 2011 г.)

Комплексная интерпретация данныхсейсморазведки для прогноза распро−странения песчаных тел и повышения эф−фективности бурения Р.И. Абдрахимов, Р.Р. Галиев, Д.Д. Сулейманов, Т.С. Усманов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), И.С. Афанасьев (ОАО «НК «Роснефть»)

Рассмотрена проблема прогнозирования развития кол-лекторов в пластах сложного геологического строения взонах, изученных разведочным бурением. Представленаметодика комплексного использования накопленныхданных о месторождении: представления об осадкона-коплении пластов, данных бурения скважин, результатовобработки и интерпретации сейсморазведочных работ3D. Проведен анализ на примере пластов Приобского ме-сторождения. По результатам работ построены прогноз-ные карты распространения коллекторов, оптимизиро-ван рейтинг бурения, определены мероприятия по дораз-ведке.

Ключевые слова: терригенная толща, клино−

форма, пласт, фация, сейсмотрасса, сейсмо−

фация.

Состояние и перспективы развития добычии производства нетрадиционных нефтейН.В. Бахтизина (ОАО «НК «Роснефть»)

Представлены анализ текущего состояния и прогноз дол-госрочного развития добычи и производства нетради-ционных нефтей в России и в мире. Рассмотрены спосо-бы добычи тяжелых и сверхтяжелых нефтей и природ-ных битумов. Представлены технологии производства уг-леводородного сырья из газа, угля и биомассы. Выполненанализ экономической эффективности добычи и про-изводства нетрадиционных нефтей.

Ключевые слова: нетрадиционные нефти, тя−

желые нефти, сверхтяжелые нефти, природные

битумы, нефтеносные сланцы, биотоплива,

GTL, CTL.

Выработка остаточных запасов турней−ского объекта разработки ЛиственскогоместорожденияС.В. Выхристюк, К.В. Сафонов (ОАО «Удмуртнефть»),К.В. Кудашов, А.А. Прудников (ОАО «НК «Роснефть»)

На примере турнейского объекта разработки Листвен-ского месторождения (ОАО «Удмуртнефть») показанаэффективность применяемого ОАО «НК «Роснефть»подхода к доизвлечению остаточных запасов нефти наместорождениях в последних стадиях разработки.

Ключевые слова: турнейский объект, боковые

горизонтальные стволы (БГС), остаточные за−

пасы нефти

Comprehensive interpretation of seismicdata for prognosis of reservoir and increa−sing of drilling effectiveness

R.I. Abdrakhimov, R.R. Galiev, D.D. Suleymanov, T.S. Usmanov (RN-UfaNIPIneft LLC),I.S. Afanasiev (Rosneft Oil Company OJSC)

The article is dedicated to prognosis of reservoir distributionin complex formations. The approach of comprehensive inte-gration of cumulative data about the field is considered, suchas sedimentation, drilling, 3D seismic data. This analysis wascarried out by the example of formations of Priobskoe fieldand corresponding maps of forecast reservoir distributionwere obtained. Besides, wells drilling rating and explorationprogram were optimized.

Key words: clastic sediments, clinoform, forma−

tion, facies, seismic trace, seismic facies.

Current situation and perspectives of theunconventional oil industryN.V. Bakhtizina, (Rosneft Oil Company OJSC)

The paper presents an analysis of current situation and out-look for unconventional oil in Russia and the world. Methodsof heavy crude, extra-heavy crude, native bitumen recovery areconsidered. Gas-to liquid and coal-to-liquid technologies aredescribed as well as a process of biofuel production. Econom-ical effectiveness of unconventional oil industry is analyzed.

Key words: unconventional oil, heavy crude,

extra−heavy crude, native bitumen, oil shales, bio−

fuel, GTL, CTL.

Recovery of remaining reserves of Tournai−sian formation of Listvenskoye field

S.V. Vykhristyuk, K.V. Safonov (Udmurtneft JSC), K.V. Kudashov, A.A. Prudnikov (Rosneft Oil Company OJSC)

The article shows the efficiency of Rosneft Oil Company OJSCapproach to recovery of residual oil in place on “brown” fieldsby the example of Tournaisian formation of Listvenskoe oilfield (Udmurtneft JSC).

Key words: Tournaisian formation, horizontal

sidetrack, residual oil in place.


Опыт строительства многоствольнойскважины на Среднемакарихинском ме−сторожденииИ.П. Заикин, К.В. Кемпф (ОАО «НК «Роснефть»), Н.Э. Ахмедов (ООО «СамараНИПИнефть»)

Представлен положительный опыт ООО «РН-Севернаянефть» по строительству многоствольных скважин мето-дом бурения боковых стволов на Среднемакарихинскомместорождении. Дано описание основных операций, про-веденных при строительстве многоствольной скважины.Выполнен анализ техники и технологий. Извлеченыуроки и сделаны основные выводы для дальнейшего со-вершенствования технологии.

Ключевые слова: бурение, многоствольные

скважины (МСС).

Исследование закономерностей синтеза приполучении моющих присадок к бензинамК.Б. Рудяк (ОАО «НК «Ронефть»),С.В. Котов, В.А. Тыщенко, Н.С. Котова, Г.В. Тимофеева (ОАО «СвНИИНП»), В.Н. Фомин, А.В. Тарасов (ООО «НЗМП»)

Исследованы закономерности синтеза при получениимоющих присадок к бензинам. Получение активного ве-щества присадок включает на первой стадии алкилирова-ние фенола олигомерами этилена, на второй – синтез ос-нований Манниха взаимодействием алкилфенола с поли-аминами и параформом. Изучены кинетические законо-мерности как первой, так и второй стадии синтеза. Про-веденные стендовые испытания моющего действия син-тезированных присадок к бензинам показали их высокуюэффективность.

Ключевые слова: моющие присадки, алкилиро−

вание фенола, синтез оснований Манниха, ал−

килфенол, полиамины, кинетические законо−

мерности.

Высокоплотные безбаритовые растворыдля бурения скважин в сложных условияхВ.Н. Кошелев, В.В.Маслов (ЗАО «НПО Ресурс»)

Бурение боковых стволов из скважин старого эксплуата-ционного фонда в интервалах с аномально высоким пла-стовым давлением требует разработки высокоплотныхбуровых растворов с низким содержанием твердой фазы.В статье приведен пример разработки такого раствораплотностью до 1,60 г/см3. Даны примеры варьированиярецептуры для получения растворов с различной болеенизкой плотностью.

Ключевые слова: боковой ствол, высокоплот−

ные буровые растворы без твердой фазы.

Experience of multi−lateral well drilling onSrednemakarihinskoe field

I.P. Zaikin, K.V. Kempf (Rosneft Oil Company OJSC), N.E. Akhmedov (SamaraNIPIneft LLC)

The present article contains information about experience ofmulti-lateral wells drilling on Srednemakarihinskoe field. Basictechnology details have been presented, including multi-later-als sidetracking. Sidetracking technology has been analyzed.Lessons have been learned and main conclusions have beendone for future development of the multi-lateral drilling tech-nology.

Key words: drilling, multi−laterals wells

Investigation of synthesis regularities fordetergent additives to gasoline obtainingK.B. Rudyak (Rosneft Oil Company OJSC),S.V. Kotov, V.A. Tyshchenko, N.S. Kotova, G.V. Timofeeva (SvNIINP OJSC), V.N. Fomin, A.V. Tarasov (Novokuibyshevsk Oils and Additives Plant LLC)

The article is devoted to research the laws in obtaining deter-gent additives to gasoline. Active ingredient includes additivesto the first stage of the alkylation of phenol oligomers of eth-ylene, and the second - the synthesis of Mannich bases of alkylphenol interaction with polyamines and paraform. The kineticpatterns of both stages of synthesis are investigated. Bench test-ing of detergent synthetic detergent additives to gasoline haveshown their high efficiency.

Key words: detergents, alkylation of phenol, the

synthesis of Mannich bases, alkylphenols, polya−

mines, kinetic patterns.

High density drilling fluids without barite forconducting wells in difficult conditionsV.N. Koshelev, V.V. Maslov (NPO Resurs ZAO)

Lateral trunks drilling from the old operational wells in in-tervals with abnormal high formation pressure demandsworking out of drilling fluids with the high density and lowmaintenance of a firm phase. The example of the solutionwith density to 1,60 g/sm3 is presented. The examples ofcompounding variations of a solution with lower values ofdensity are resulted.

Key words: lateral wells, high density drilling

fluids without a firm phase.


Проблемы обустройства морских место−рождений российской Арктики М.А. Кузнецов, К.К. Севастьянова, С.А. Нехаев, П.В. Беляев, П.А. Тарасов (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

Рассмотрены основные факторы, влияющие на выборобъектов морского обустройства и успешное осуществ-ление шельфовых проектов, в том числе в арктическихусловиях. Показаны основные отличия проектов в Арк-тике от проектов освоения в традиционных регионах до-бычи в южных морях. Приведены ключевые ледотехниче-ские аспекты, которые необходимо учитывать при раз-ведке и добыче в Арктике, а также возможные послед-ствия недостаточной изученности ледового покрова и ре-жима, что может привести к завышению или занижениюпроектных критериев.

Ключевые слова: морские нефтегазодобываю−

щие сооружения, проектирование, риски, авра−

рии, арктический шельф, ледовые нагрузки,

управление и контроль ледовой обстановки.

Формула Барлоу Ю.А. Маянц (ЗАО НПВО «НГС-оргпроектэкономика»)

С развитием международного сотрудничества в областитрубопроводного строительства весьма остро всталапроблема гармонизации (приведения в соответствие)российских и зарубежных стандартов. Чтобы этот про-цесс не был ошибочным и односторонним, специалистыдолжны понимать физическую сущность тех несоответ-ствий, которые встречаются в нормативных документахразных стран. В представленной статье рассматриваетсяодно из таких несоответствий.

Ключевые слова: кольцевые напряжения, тру−

бопровод, стресс−тест, Барлоу.

Совершенствование конструкций морскихглубоких разведочных скважинГ.С. Оганов, А.А. Парамонов, В.В. Попко, А.В. Ткачев(ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ)

Рассмотрены проблемы проектирования, с учетом суще-ствующих технико-технологических ограничений, приопределении числа обсадных колонн, необходимых дляперекрытия зон, несовместимых по условиям бурения.Приведены конструкции морских скважин и динамикаих усложнения в связи с ростом глубин и температур прибурении. В качестве прогрессивного направления совер-шенствования конструкций морских скважин отмечаетсяметод подвески обсадных труб в предыдущей колонне,позволяющий снизить металлоемкость конструкции истоимость строительства скважины при выполнениитребований безопасности.

Ключевые слова: обсадная колонна, аномаль−

но−высокое пластовое давление (АВПД), про−

ектирование, несовместимые условия бурения.

Challenges for construction of offshore facilities in the Russian ArcticM.A. Kuznetsov, K.K. Sevastjanova, S.A. Nekhaev, P.V. Belaev, P.A. Tarasov (RN-SakhalinNIPImorneft LLC)

This paper describes the main factors influencing the choice ofmarine construction objects for successful execution of off-shore projects. The main differences between projects in theArctic and projects in traditional production regions areshown. Paper includes key technical aspects that must be con-sidered in exploration and production in the Arctic. It is de-picted that insufficient knowledge of ice cover and ice regimecan lead to exaggerated or underestimated design parametersof oil and gas facilities.

Key words: offshore oil and gas platforms, design

faults, the Arctic shelf, ice load, ice management.

Barlow’s FormulaYu.A. Mayants (NPVO NGS-orgproecteconomica ZAO)

The development of the international cooperation in thesphere of the pipeline construction, the problem of Russianand foreign standards harmonization became more and moreacute. Bilateral validity of harmonization process can be as-sured only by deep understanding of the physical nature ofcountries standards differences. Here by we present one ofsuch differences.

Key words: circumferential stresses, pipeline,

stress test, Barlow

Improvement of deep water exploration wellcasing designG.S. Oganov, A.А. Paramonov, V.V. Popko, A.V. Tkachev(SPA Burovaya Technika - VNIIBT OJSC)

The article highlights the problems of designing, taking intoconsideration the existing technical and technological limits indetermining the number of casing strings required to shut offinconsistent zones in terms of drilling conditions. The offshorewells constructions and their complication characters are de-scribed in relation to the increasing in depth and temperatureduring drilling. As of progressive improvement of the offshorewells construction indicates the method of hanging of casingin the previous column, allowing to reduce the constructionmetal consumption and costs of drilling, when the safety re-quirements are follow.

Key words: casing, abnormal formation pressure,

well design, inconsistent of drilling conditions.

Practical experience in operating long non−tight production strings at the example ofSamaraneftegas JSC oil fields R.G. Shaykhutdinov, E.O. Timashev (SamaraNIPIneft LLC),A.Yu. Presniakov, (RN-UfaNIPIneft LLC), S.A. Kozlov, A.V. Shirinya (Samaraneftegas JSC)

The paper considers the reasons of leakages in productionstring. The authors substantiate the cement squeeze procedureselection to have the production column integrity. The papercontains the test results related to the application of optionalprocedures in restoring the production string integrity.

Key words: cement squeeze jobs, production

string leakages, squeeze composition, electric

submersible pump in case, packer case.

The technology of cluster pre−release ofwater by using decommissioned wellsV.F. Shayakberov, I.A. Latypov (RN-UfaNIPIneft LLC), R.R. Ismagilov (Rosneft Oil Company OJSC), D.N. Belykh (Udmurtneft JSC)

Waste water installation for multiple drilling wells, located in-side wells, is designed. Separation is either gravitational or hy-drocyclone. Waste water installation is assembled and tested. Itprovides the required quantity of waste water.

Key words: well, waste water, multiple drilling

wells, separation, gravitation regime.


Опыт эксплуатации скважин с протяжен−ными участками негерметичности экс−плуатационных колонн на примере место−рождений ОАО «Самаранефтегаз»Р.Г. Шайхутдинов, Э.О. Тимашев (ООО «СамараНИПИнефть»), А.Ю. Пресняков (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), С.А. Козлов, А.В. Шириня (ООО «Самаранефтегаз»)

Рассмотрены причины возникновения негерметичностиэксплуатационной колонны. Обоснован выбор техноло-гии ремонтно-изоляционных работ по ликвидации не-герметичности эксплуатационных колонн. Представленырезультаты испытания альтернативной технологии вос-становления герметичности эксплуатационной колонны.

Ключевые слова: ремонтно−изоляционные ра−

боты (РИР), негерметичность эксплуатационной

колонны, тампонажный состав, электроцентро−

бежный насос в кожухе, пакер−гильза.

Технология предварительного кустовогосброса воды с использованием выведен−ных из эксплуатации скважинВ.Ф. Шаякберов, И.А. Латыпов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), Р.Р. Исмагилов (ОАО «НК «Роснефть»), Д.Н. Белых (ОАО «Удмуртнефть»)

Разработана технология применения скважин для сбросаводы, осуществляющих ранний сброс и утилизациюводы непосредственно на кустах скважин. Режим сепара-ции – гравитационный или гидроциклонный. Обеспечи-вается требуемое качество сброшенной воды.

Ключевые слова: скважина, сброс воды, куст

скважин, сепарация, гравитационный режим.

Documents

В 1 3 Ь Т Ф О К И 4 38 Н Т С Е В Й И К С Е Ч И Н Х Е Т О Н Ч ... · С К И Й В Е С Т Н И К О А О « Н К « Р О С Н Е Ф Т Ь » 3 −