 −

    

   

НЕФТЬ       

     

     −               

                                 

    

                                              

          

              

                      

          −

       

   

NEFT’

       

   —  

     −                  

                                      

   

                                              

          

                 

                        

       .  Содержание Content

Юбилей

К 60-летию Яраги Маммаевича Курбанова — доктора технических наук, профессора Тюменского индустриального университета, директора ЗапСибБурНИПИ (г. Тюмень) 7

Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа Geology, prospecting and exploration of oil and gas fields

Аипов Н. А., Алиев М. М., Бембель С. Р., Казанцев Г. В. Aipov N. A., Aliev M. M., Bembel S. R., Kazantsev G. V. Анализ параметра пористости с использованием электрофаций и типа глинистости 9 Analysis of the porosity parameter using electrofacies and type of clay

Барсукова А. М., Казанцев Г. В. Barsukova A. M., Kazantsev G. V. Построение трехмерной модели пласта ПК1 Ямбургского месторождения с учетом седиментационной цикличности 15 3D geological modeling with acount of sedimentological cyclothems by the example of the reservoir PK1 in Yamburgskoye field

Лазутин Н. К., Бешенцев В. А. Lazutin N. K., Beshentsev V. A. Гидрогеологические условия захоронения сточных вод на территории Вынгапуровского газового промысла Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона 20 Hydro-geological conditions of dumping wastewater within the territory of the Vyngapurovskoye gas field in the Yamal-Nenets oil and gas producing region

Соколовский А. П., Самитова В. И. Sokolovskiy A. P., Samitova V. I. Оценка перспектив нефтегазоносности нижнепалеозойских отложений на северо-западе Восточно-Европейской платформы 26 Evaluation of the hydrocarbon potential of lower paleozoic sediments in the north-west of the East European platform

Урванцев Р. В., Чебан С. Е. Urvantsev R. V., Cheban S. E. Оценка продуктивности нефтяных скважин в низкопроницаемых коллекторах месторождений Восточной Сибири 30 Assessment of productivity in low-permeability reservoirs in the fields of Eastern Siberia

Цепляева А. И. Tseplyaeva A. I. Разработка методики трехмерного геологического моделирования для коллекторов палеозойского фундамента Западной Сибири 36 Development of the methodology of 3D geological modeling for the reservoirs of the paleozoic basement of West Siberia Бурение скважин и разработка месторождений Drilling of wells and fields development

Андаева Е. А., Лысенков А. В., Ханнанов М. Т. Andaeva E. A., Lysenkov A. V., Khannanov M. T. Усовершенствование экспресс-метода гидродинамических исследований скважин в условиях месторождений НГДУ «Ямашнефть» 41 Improvement of express method of hydrodynamic well testing in the conditions of oil and gas fields of oil and gas production department «Yamashneft»

Гасумов Р. А., Сафошкин К. Н. Gasumov R. A., Safoshkin K. N. Изучение процесса выпадения конденсата при эксплуатации скважин в условиях аномально высоких пластовых температур (на примере Юбилейного газоконденсатного месторождения) 47 Study of condensation process during well operation under abnormally high reservoir temperatures (by example of the Yubileinoye gas-condensate field)

Гильфанов Э. Ф., Ягафаров А. К. Gilfanov E. F., Yagafarov A. K. Анализ решений определения дебита горизонтальной скважины 52 Analysisof solutions to determine the delivery rate of a horizontal well

Карнаухов М. Л., Павельева О. Н. Karnaukhov M. L., Pavelyeva О. N. Исследования горизонтальных газоконденсатных скважин 56 Welltesting horizontalgas-condensate wells

Кузнецов В. Г., Гречин Е. Г., Никифоров Д. А., Савин Е. Н. Kuznetsov V. G., Grechin Е. G., Nikiforov D. A., Savin E. N. Аспекты оптимизации процесса бурения наклонно направленных скважин 61 Aspects of optimization of drilling directional wells

Мухаметшин В. В. Mukhametshin V. V. О необходимости планирования проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти с использованием соляно-кислотных растворов в режиме реального времени 66 On the demand of planning the implementation of measures for production stimulation by applying hydrochloric acid solution in the real time mode

Насырова А. И., Хайруллин А. А. Nasyrova A. I., Khairullin A. A. Оценка притока газа в скважину при наличии песчаной пробки на забое 71 Assessment of inflow of gas to the well in the presence of the sandy stopper on the face

Овчинников В. П., Герасимов Д. С., Овчинников П. В., Курбанов Я. М., Семененко А. Ф. Ovchinnikov V. P., Gerasimov D. S., Ovchinnikov P. V., Kurbanov Ya. M., Semenenko A. F. Использование биополимеров для жидкостей гидроразрыва 76 Analysis of the efficiency of using biopolymers for fluids

Овчинников В. П., Рожкова О. В., Аксенова Н. А., Овчинников П. В. Ovchinnikov V. P., Rozhkova O. V., Aksenova N. A., Ovchinnikov P. V. К вопросу использования шлакоцементных композиций при строительстве скважин 80 On the use of slag cement compositions in the construction of wells Паникаровский Е. В., Паникаровский В. В. Panikarovskii E. V., Panikarovskii V. V. Основные причины остановки газовых скважин на заключительной стадии разработки месторождений 85 Main causes of stopping gas wells at the final stage of development of deposits

Хабибуллин М. Я., Сулейманов Р. И., Галимуллин М. Л., Зарипова Л. М. Habibullin M. Ya., Suleymanov R. I., Galimullin M. L., Zaripova L. M. Исследование механизма распространения волн давления в закачиваемой жидкости от устья до забоя скважины 90 Investigation of the mechanism of the pressure waves distribution in the injected fluid from the wellhead to the bottom hole

Шестерикова Р. Е., Шестерикова А. А. Shesterikova R. E., Shesterikova A. A. Новые направления использования низконапорного газа на поздней стадии разработки месторождений 94 New applications for low-pressure gas at the end of field life

Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта Designing, construction and operation of system

Баранникова Д. Д., Обухов А. Г. Barannikova D. D., Obukhov A. G. Расчет термодинамических характеристик восходящего закрученного потока с пятью источниками нагрева 100 Calculation of thermodynamic characteristics of the ascending swirling flow with five sources of heating

Колотилов Ю. В., Китаев С. В., Дарсалия Н. М., Смородова О. В. Kolotilov Yu. V., Kitaev S. V., Darsalia N. M., Smorodova O. V. Системный анализ оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов для установления приоритетов эффективного использования энергетических ресурсов 106 System analysis of equipment of compressor stations on main gas pipelines to establish the priorities of efficient use of energy resources

Манжай В. Н., Поликарпов А. В. Manzhai V. N., Polikarpov A. V. Трубопроводный транспорт углеводородов с полимерными присадками в арктических условиях 112 Pipeline transport of hydrocarbons with polymer additives in the arctic conditions

Суриков В. И. Surikov V. I. Повышение пропускной способности длительно эксплуатируемых нефтепроводов в условиях малых экономических и временных затрат 116 Increasing oil flow capacity in extended operation pipelines in the conditions of low money and time costs Машины, оборудование и обустройство промыслов Machinery, equipment and field construction

Белозёров В. А. Belozerov V. A Концепция прохождения контактных процессов при точении жаропрочных сплавов инструментами из СТМ 122 Concept of passing of contact processes when turning heat-resistant alloys with tools from STM

Булатов Р. Б., Тугашова Л. Г. Bulatov R. B., Tugashova L. G. Электромеханический привод штангового глубинного насоса добывающей скважины 125 Electromechanical drive of production well sucker rod pump

Некрасов Р. Ю., Путилова У. С., Стариков А. И., Соловьёв И. В., Темпель Ю. А. Nekrasov R. Yu., Putilova U. S., Starikov A. I., Soloviev I. V., Tempel Yu. A. Разработка математической модели и ввод коррекций в работу оборудования с ЧПУ 128 Mathematical model development and corrections in the operation of CNC equipment input

Филиппов М. А., Гервасьев М. А., Плотников Г. Н., Никифорова С. М., Жилин А. С. Filippov M. A., Gervasyev M. A., Plotnikov G. N., Nikiforova S. M., Zhilin А. S. Использование углеродистых высокохромистых сталей для гильз грязевых насосов буровых установок 135 The use of carbon high-chromium steels for liners of mud pumps on drilling rigs

Рефераты 142 Юбилей

К 60-летию Яраги Маммаевича Курбанова — доктора технических наук, профессора Тюменского индустриального университета, директора ЗапСибБурНИПИ (г. Тюмень)

10 июля 2017 года отмечает 60-летие Яраги Маммаевич Курбанов, из- вестный специалист в области строительства глубоких и сверхглубоких скважин, доктор технических наук, профессор. Яраги Маммаевич начал трудовой путь в 1975 году помощником бу- рильщика ПО «Дагнефть», работал в Восточно-Сургутской и Нарьян- Марской нефтегазоразведочных экспедициях. Окончив с отличием в 1984 году Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И. М. Губкина, а затем аспирантуру по кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин», он продолжил научную и внедренческую деятельность, совмещая ее с преподаванием. В 1989 году после защиты кандидатской диссертации получил направ- ление в НПЦ «Недра» (г. Ярославль), где занимался исследованиями в об- ласти глубокого параметрического бурения, работал заведующим научно- исследовательской лабораторией буровых, тампонажных растворов и це- ментирования скважин, директором НИИ Геопроблем, генеральным дирек- тором ООО «Геотехресурс». Принимал активное участие в организации и осуществлении технологического сопровождения проводки параметриче- ских глубоких и сверхглубоких скважин во всех нефтегазоносных провин- циях бывшего СССР. С 2000 года Яраги Маммаевич возглавляет ЗапСибБурНИПИ (г. Тюмень). Профессор Я. М. Курбанов проявил себя как опытный организатор и руководитель научных и производственных коллективов. Им разработаны принципиально новая система нетвердеющих тампонажных материалов и мультирастворная технология крепления и ликвидации скважин, ставшие важным этапом в области строительства глубоких скважин, обеспечив тем самым существенное повышение качества крепи, технического совершен- ства и экологической безопасности скважин. Под руководством и при непосредственном участии Яраги Маммаевича созданы и внедрены инновационные технологии крепления скважин, там- понажные материалы и буровые растворы, позволившие в комплексе ре- шить важнейшую научно-техническую проблему строительства скважин в экстремальных, ранее не изученных геолого-технических условиях. Эти технологии внесли значительный вклад в реализацию межведомственной научно-технической программы «0.50.01» и государственных программ развития минерально-сырьевой базы и Геологической службы России. Бы- ли построены научные, опорно-параметрические и другие поисково- разведочные скважины в осадочном и кристаллическом комплексах пород

№ 3, 2017 Нефть и газ 7 на территории России и бывшего СССР: Тюменская СГ-6 (7 502 м), Ен- Яхинская СГ-7 (8 250 м), Аракаевская № 1 (5 207 м), Восточно- Пайдугинская № 1 (4 000 м), Пякяхинская № 2011 (4 800 м), Прикаспий- ская № 1 (6031 м), Желдонская № 260 (4 509 м), Ярудейская № 38 (5 010 м), Ен-Яхинская № 610 (4 050 м), Уральская СГ-4 (5 980 м), Криворожская СГ-8 (5 500 м), Тырныаузская (4 001 м) и др. Я. М. Курбанов с группой специалистов инициировал в Министерстве природных ресурсов и экологии РФ обсуждение важной проблемы обсле- дования и повторной ликвидации геолого-разведочных скважин, располо- женных на нераспределенном фонде недр и пробуренных за счет государ- ственных средств. В рамках госконтрактов с 2002 года он руководит работами по монито- рингу состояния «старого» фонда геолого-разведочных скважин на терри- тории Западной Сибири, предлагая новые подходы к его использованию и повторной ликвидации экологически опасных скважин. Научная, административная и педагогическая деятельность Яраги Мам- маевича обширна и разнообразна. Он является профессором кафедры бу- рения Тюменского индустриального университета (ТИУ), членом редкол- легии научно-технического журнала «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», членом диссертационного совета при ТИУ, председателем ГЭК ТИУ, руководит секцией бурения на ставшем уже тра- диционным Тюменском международном нефтегазовом форуме и т. д. По результатам опроса, проведенного в 2014 году общественно- информационным журналом «tmn», Я. М. Курбанов вошел в Топ–50 (38-е место) самых влиятельных руководителей нефтегазового сектора. Яраги Маммаевич является автором 95 научных трудов, в том числе 3 монографий, обладателем 18 авторских свидетельств и патентов РФ. Он удостоен почетного звания «Заслуженный геолог Российской Федерации» и, награжден памятными знаками «Отличник разведки недр» и «300 лет горно-геологической службе России», почетными грамотами Министерст- ва природных ресурсов и экологии РФ, губернатора Тюменской области, правительства Республики Дагестан, мэрии г. Ярославля и др.

Уважаемый Яраги Маммаевич! От всей души поздравляем Вас с юбилеем! Вы встречаете его в расцвете творческих и жизненных сил. Желаем Вам крепкого здоровья, благополучия, больше радостных моментов и, конечно же, новых свершений на благо России!

Коллектив ЗапСибБурНИПИ, друзья и коллеги Ректорат и профессорско-преподавательский состав ТИУ Редакция журнала «Известия вузов. Нефть и газ» Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа

УДК 624.131.431.2 АНАЛИЗ ПАРАМЕТРА ПОРИСТОСТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЛЕКТРОФАЦИЙ И ТИПА ГЛИНИСТОСТИ ANALYSIS OF THE POROSITY PARAMETER USING ELECTROFACIES AND TYPE OF CLAY

Н. А. Аипов, М. М. Алиев, С. Р. Бембель, Г. В. Казанцев N. A. Aipov, M. M. Aliev, S. R. Bembel, G. V. Kazantsev

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: параметр пористости; фациальные условия; тип глинистости; Западная Сибирь Key words: porosity parameter; facial conditions; type of clay; Western Siberia

Прогнозные и фактические показатели в области подсчета запасов и добычи углеводородного сырья зависят, помимо качества отбора образцов и постановки экспериментов, и от степени приближения результатов петрофизических исследо- ваний к реальной обстановке. Зачастую пористость на плоскостях сопоставления открытой пористости (Кп) с параметром пористости (Рп) и Кп с данными геофизи- ческих исследований скважин (ГИС) не дифференцируется адекватно. Подобное несоответствие между приведенными параметрами объясняется по меньшей мере двумя причинами. Во-первых, при сводном анализе зависимостей Кп с петрофизическими данны- ми и данными ГИС региональные факторы, оказывающие порой определяющее влияние на петрофизические свойства пород, геофизиками (да и петрофизиками), по существу, не учитываются. Прежде всего, это такие признаки, как тип глини- стости (структурированный, слоистый, рассеянный), удельная поверхность поро- вого канала, величина его извилистости, а также форма упаковки частиц породы и степень зрелости горных пород [1]. Все эти параметры не входят в стандартный набор исследований в лабораториях вследствие сложности и дефицита времени их определения. Тем не менее, характер тока жидкости и электрического заряда в заглинизированных породах во многом обусловливается именно комбинацией этих признаков. Величину и вариацию данных характеристик определяют условия их осадконакопления. Различные части (элементы) одного и того же пласта (объ- екта) по латерали могут принадлежать разным геологическим телам, которые формировались в неодинаковых палеогеографических условиях со своей динами- кой осадконакопления, окислительно-восстановительной и кислотно-щелочной средой. Различная обстановка литогенеза наделила горную породу свойствами, которые характерны только данным условиям осадконакопления. Исключением не являются и петрофизические характеристики, в том числе и электрические. Во-вторых, плохой отбор образцов керна в пределах пласта (объекта) для лабо- раторных исследований также влияет на несоответствие данных Кп с данными ГИС. Можно согласиться, что совершенно безукоризненный отбор образцов не- возможен. Однако петрофизики обязаны обратить внимание специалистов, ис- пользующих результаты лабораторных исследований, на бессистемный отбор и исследование образцов.

№ 3, 2017 Нефть и газ 9 Цель данной работы — попытка выявления природы вариации только зависи- мости Рп = f(Кп), которая определена для пласта БВ1 месторождения X. Анализ Кп и Рп выполнялся с учетом особенностей признакового и геологиче- ского пространства. В признаковом пространстве, помимо собственно пористости, рассматривается тип глинистости, а также в интегральном виде — удельная по- верхность поровых каналов, их извилистость, форма упаковки структурных поро- дообразующих элементов; в геологическом пространстве рассматриваются фации. Расчленение геологической среды (ГС) по вещественному составу и условиям формирования в аспекте региональной петрофизики представляет определенные трудности в методическом плане, требует значительных материальных и финансо- вых затрат. Поэтому, исходя из практических задач, геологические тела выделя- лись на основе фаций, которые, в свою очередь, диагностировались с использова- нием формы кривых метода потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС). Методика определения фаций с использованием данных метода ПС (далее — электрофаций) для решения геологических вопросов детально расписана в извест- ной монографии В. С. Муромцева [2]. Анализ Рп = f(Кп) выполнялся для пласта БВ1 (условное название) по скв. 1, 2, 3 и 4 (номера скважин приводятся в условных единицах). Отложения пласта в пределах скв. 1 представлены светло-серым средне- мелкозернистым и мелкозернистым алевритистым песчаником с глинистым и карбо- натно-глинистым цементом. Текстура преимущественно массивная, с редкими косы- ми прерывистыми и горизонтальными намывами углисто-слюдистого материала. Коллектор в районе скв. 2 состоит из серого мелкозернистого алевритистого песчанка с массивной текстурой, с частыми намывами углисто-слюдистого мате- риала и редкими прослоями темно-серой аргиллитоподобной глины толщиной 0,5– 1,0 см. Встречаются прослои крепко сцементированного карбонатного песчаника с линзами углефицированной древесины. Текстура горизонтальная, прерывистая косоволнистая, линзовидная с элементами оползания и массивная. Отмечаются единичные ходы илоядных организмов. Породы пласта БВ1, вскрытые скв. 3, представляют собой светло-серый мелко- зернистый алевритистый песчаник с намывами углисто-слюдистого материала и прослоями серой аргиллитоподобной глины толщиной от 0,1 до 4 см. Текстура прерывистая, косая, линзовидная. Наблюдаются прослои светло-серого мелкозер- нистого крепко сцементированного карбонатного песчаника с частыми намывами углисто-слюдистого материала. Пласт БВ1 в разрезе скв. 4 сложен мелкозернистым песчаником с подчиненны- ми прослоями алевритоглинистых пород. В единичных прослоях песчаник перехо- дит в крупнозернистый алевролит, сцементированный глинистым или глинисто- карбонатным цементом. Текстура горизонтальная, мелкая косая (с пологими угла- ми наклона), прерывистая, обусловлена концентрацией углисто-слюдистого и гли- нистого материала по плоскостям наслоения. Нередко седиментационная слои- стость нарушена ходами илоедов или процессами взмучивания незатвердевшего осадка, что, в определенной степени, свидетельствует о мелководном генезисе от- ложений. Состав и облик пород пласта БВ1 косвенно свидетельствуют о том, что палео- условия осадконакопления в районах дислокации скв. 1, 2, 3 и 4 в той или иной степени отличались друг от друга. Различие в обстановке формирования ГС пре- допределило неоднородность в петрофизических свойствах пород. На рисунке 1 представлено сопоставление Кп и Рп по 4 скважинам (для удобст- ва восприятия информации графики представлены не в билогарифмическом мас- штабе). Точки, представляющие Кп и Рп, описываются четырьмя однотипными степенными уравнениями регрессии. Коэффициенты и показатели степени при Кп отличаются значительно.

10 Нефть и газ № 3, 2017

Рис. 1. Сопоставление параметра пористости (Рп) и открытой пористости (Кп) для пород пласта БВ1 скв. 1, 2, 3 и 4

Постараемся осмыслить, почему в пределах одного и того же пласта по латера- ли связь между Кп и Рп столь различна.Данные ПС указывают, что форма кривых в пределах исследуемого пласта существенным образом отличается от скважины к скважине. Из многочисленных отечественных и зарубежных опубликованных ра- бот известно, что форма диаграммы ПС тесно связана с обстановкой осадконакоп- ления и различными геологическими параметрами. Выполнив анализ формы кри- вых ПС для пласта БВ1, удалось выявить 4 электрофации (рис. 2–5): фация усть- евых баров (скв. 1), фация регрессивных прибрежных валов (скв. 2), фация транс- грессивных прибрежных валов (скв. 3), фация барьерных островов (скв. 4).

Рис. 2. Данные ПС для пород Рис. 3. Данные ПС для пород пласта БВ1 скв. 1 пласта БВ1 скв. 2 № 3, 2017 Нефть и газ 11

Рис. 4. Данные ПС для пород Рис. 5. Данные ПС для пород пласта БВ1 скв. 3 пласта БВ1 скв. 4

Известно также, что тип глинистости, количество и состав глины нередко ока- зывают решающее значение на величину электрического сопротивления пород. Однако до настоящего времени всестороннему изучению глинистости пород неф- тяных месторождений не придают должного значения. На рисунке 6 показан результат массового определения типа глинистости в скв. 1 и скв. 2. По приведенным данным мы видим, что в скв. 1 преобладает пре- имущественно рассеянная глина, в скв. 2 — преимущественно слоистая глина.

Рис. 6. Сопоставление относительной глинистости (η) и открытой пористости (Кп) для пород пласта БВ1 скв. 1 и 2

12 Нефть и газ № 3, 2017 При одном и том же значении коэффициента глинистости (Кгл) емкостные свойства породы определяются следующим образом: при слоистой глинистости Кп = Кп мах·(1 – Кгл), при рассеянной — Кп = Кп мах – Кгл, при структурной — Кп = Кп мах [3]. При равных емкостных свойствах порода со слоистой глинистостью обладает лучшей способностью пропускать электрические заряды, что подтверждается гра- фиками (см. рис. 1). Вместе с тем фильтрационные свойства пород пласта скв. 2 заметно хуже, что будет показано ниже. Для анализа сопротивления, пористости и проницаемости в пределах пласта в скв. 1 и скв. 2 выделены петрофизические типы пород (рис. 7). Для этой цели ис- пользовались законы Пуазейля, Дарси, Козени — Кармана, объясняющие зависи- мость проницаемости от пористости. На рисунке 7 приведено сопоставление газопроницаемости (Кпр) и открытой пористости (Кп). Здесь видно, что проницаемость пород относительно пористости по скв. 1 существенно выше, чем по скв. 2, то есть потенциал проницаемости до- минирует над потенциалом емкости, что также подтверждает преобладание рассе- янной (в основном в виде дискретных частиц) глинистости в породах скв. 1.

Рис. 7. Сопоставление газопроницаемости (Кпр) и открытой пористости (Кп) для пород пласта БВ1 скв. 1 и 2

Подобная неадекватность между электрическим сопротивлением, проницаемо- стью и пористостью обусловлена, прежде всего, неодинаковыми условиями осад- конакопления в разных частях пласта БВ1 и последующими литогенетическими преобразованиями. Различие в обстановке осадконакопления, в свою очередь, оп- ределило региональную неоднородность петрофизических свойств в пределах рас- сматриваемого пласта. Следствием этого является высокая вариация соотношения Рп и Кп в сопоставлении с разными частями пласта. Важным моментом, искажающим результаты истолкования данных Рп и Кп, за- частую является отсутствие системы отбора образцов по разрезу пласта для лабо- раторных исследований. Водонасыщенные образцы с рассеянной (в виде дискрет- ных частиц) глинистостью в отличие от пласта БВ1 обладают меньшим значением удельного электрического сопротивления (УЭС). Обратившись к рисункам 8 и 9, убеждаемся, что пласт БВ6 представлен одним геологическим телом (ГТ) — фаци- ей головных частей разрывных течений. № 3, 2017 Нефть и газ 13

Рис. 8. Данные ПС для пород Рис. 9. Данные ПС для пород пласта БВ6 скв. 1 пласта БВ6 скв. 2

Однако ни по скв. 1, ни по скв. 2 отобранные образцы для исследований не яв- ляются репрезентативными. В первой скважине образцы взяты в основном из зоны максимальной аномалии ПС, во второй — из средней и минимальной. Участки в минимальной зоне аномалии ПС в обеих скважинах характеризуются различной формой, что говорит о различии свойств пород, слагающих пласт. Хотя разные части пласта отнесли к одной фации, тем не менее при более детальном рассмот- рении можно видеть, что в завершающей фазе условия осадконакопления данной фации часто менялись. В верхней части отложения пласта присутствуют карбона- ты, которые оказывают существенное влияние на электропроводность пород. В данном случае мы полагаем, что различие связи между Рп и Кп обусловлено двумя причинами: отсутствием представительного набора образцов (керна) и пренебре- жением особенностей (закономерностей) условий формирования пласта. Таким образом, на основании многочисленного анализа данных Кп, Рп и ГИС мы приходим к выводу, что нецелесообразно совместно обрабатывать петрофизи- ческие данные и данные ГИС, которые получены в ГС, представляющие различ- ные фации — геологические тела. Следует, очевидно, фокусировать внимание на том, где, на какой основе и каким образом выделять геологические тела, то есть выполнить классифицирование ГТ. Петрофизическое моделирование целесообраз- но выполнять уже в пределах выделенных районов. При решении теоретических и практических задач рекомендуется использовать атрибуты региональной петрофизики, а также развивать теоретическую базу пет- рофизики, формировать системный подход.

Список литературы 1. Бондарик Г. К. Общая теория инженерной (физической) геологии. – М.: Недра, 1981. – 256 с. 2. Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с. 3. Фертл В. Х. Определение глинистости песчаников // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1983. – № 10. – С. 22–28.

Сведения об авторах Information about the authors Аипов Нурсултан Аипович, аспирант, Тюменский Aipov N. A., Postgraduate, Industrial University индустриальный университет, г. Тюмень, тел. of Tyumen, phone: 7(909)7361993, e-mail: [email protected] 7(909)7361993, e-mail: [email protected] Алиев Мурад Мехти-оглы, аспирант, Тюменский Aliev M. M., Postgraduate, Industrial University of индустриальный университет, г. Тюмень, тел. Tyumen, phone: 7(912)9991719, e-mail: murad.aliev. 7(912)9991719, e-mail: [email protected] [email protected]

14 Нефть и газ № 3, 2017 Бембель Сергей Робертович, д. г.-м. н., профессор, Bembel S. R., Doctor of Geology and Mineralogy, Pro- Тюменский индустриальный университет, начальник fessor, Industrial University of Tyumen, Head of research научно-исследовательского отдела ОАО «СургутНИ- department «SurgutNIPIneft», phone: 7(908)8747358, ПИнефть», г. Тюмень, тел. 7(908)8747358, e-mail: bem- e-mail: bembel_sr@.ru [email protected] Казанцев Глеб Владимирович, аспирант, Тюмен- Kazantsev G. V., Postgraduate of Industrial University ский индустриальный университет, г. Тюмень, of Tyumen, Tyumen, phone: 7(3452)283963, e-mail: kazan- тел. 7(3452)283963, e-mail: [email protected] [email protected] ______

УДК 550.8.05 ПОСТРОЕНИЕ ТРЕХМЕРНОЙ МОДЕЛИ ПЛАСТА ПК1 ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С УЧЕТОМ СЕДИМЕНТАЦИОННОЙ ЦИКЛИЧНОСТИ 3D GEOLOGICAL MODELING WITH ACOUNT OF SEDIMENTOLOGICAL CYCLOTHEMS BY THE EXAMPLE OF THE RESERVOIR PK1 IN YAMBURGSKОYE FIELD

А. М. Барсукова, Г. В. Казанцев A. M. Barsukova, G. V. Kazantsev

ОАО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: условия осадконакопления; трехмерная модель; эффективная газонасыщенная толщина; сеноманская газовая залежь Key words: depositional environment; 3Д model; еffective gas-saturated thickness; сenomanian gas reservoir

Сеноманский продуктивный комплекс формировался в течение длительной геологической истории, связанной с накоплением и последующим изменением осадков, формированием и ростом ловушек, приведших к созданию вместилищ для уникальных газовых залежей. Хорошим примером является газовая залежь пласта ПК1. Качественное построение трехмерной модели имеет важнейшую роль, так как на ее основе решаются многие задачи: оценка запасов углеводородов, зон перспективного бурения, проектирование и мониторинг процесса разработки за- лежи. Для оценки адекватности 3D-модели используются количественные и качест- венные критерии. Качественные критерии базируются на использовании априор- ной информации — определение условий осадконакопления. Количественные критерии определяются вычислением параметров качества, которые отражают сходство полученной модели с фактическими данными — геофизические исследо- вания скважин, результаты лабораторных исследований керна, данные сейсмораз- ведки. Для корректного построения 3D-модели необходимо выполнение детальной корреляции и последующее создание структурного каркаса с учетом седиментаци- онной цикличности отложений. В противном случае нарушаются схема нарезки слоев и распространение свойств в межскважинном пространстве [1]. Пренебрежение детальными исследованиями седиментации отложений при больших толщинах продуктивных пластов приводит к некорректному распростра- нению внутренних флюидонепроницаемых перемычек и проницаемых пропласт- ков-коллекторов в межскважинном пространстве, из-за чего флюидные потоки в фильтрационной модели формируются неправильно. Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение административно распо- ложено на территориях Тазовского и Надымского районов ЯНАО Тюменской об- ласти. В стратиграфическом отношении геологический разрез Ямбургского место-

№ 3, 2017 Нефть и газ 15 рождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско- кайнозойского платформенного чехла, который перекрывает породы палеозойско- го складчатого фундамента. В тектоническом отношении Ямбургское месторож- дение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, вытянутому в северо- восточном направлении. Промышленная нефтегазоносность связана с такими неф- тегазоносными комплексами, как нижнесреднеюрский, неокомский (нижний ачи- мовский и верхний), апт-альбский и сеноманский. Месторождение открыто в 1969 году поисковой скв. 2, в которой при испыта- нии сеноманских отложений получен фонтанирующий приток природного газа дебитом 2 млн 15 тыс. м3/сут. Площадь месторождения условно разделена на 4 участка — Анерьяхинский, Ямбургский, Харвутинский, Восточно-Харвутинский. Такое разделение было вызвано организационными причинами, связанными с усло- виями разработки. Объект исследований — Ямбургский участок. Анализ зависимости коэффициента пористости от расстояния от кровли пока- зывает, что прикровельная часть пласта ПК1 характеризуется более низкими зна- чениями пористости, и наблюдается его увеличение вниз по разрезу. Это указыва- ет на повышение степени «мористости» пород к кровле, и, вероятнее всего, ниж- няя часть пласта формировалась в континентальных условиях, а верхняя — в при- брежно-морских. Такую же тенденцию можно наблюдать на геолого-статистическом разрезе, ко- торый показывает, что вероятность встретить коллектор уменьшается вниз по раз- резу. Что также указывает на изменчивость вверх по разрезу генезиса отложений от континентальных к прибрежно-морским. Гистограмма частот коэффициента пористости имеет бимодальное распределение, что также является основанием для разделения пласта на отдельные пачки. К. Е. Закревский в своих работах отмечает, что нормальное одномодальное распределение частот параметра пористости по РИГИС эмпирически установлено для большинства однородных литологических типов пород. Бимодальное распределение пористости, скорее всего, связано с тем, что необходимо разделить данную литофацию на две или более [2]. Помимо того, эксперты ГКЗ М. Я. Зыкин, И. С. Гутман и В. И. Пороскун в своих работах отме- чают, что отдельные пачки в сеноманском разрезе выделить можно, то есть тради- ционное представление о сеноманском объекте как о залежи массивного типа с почти изотропным строением должно быть дополнено учетом фактора слоистости и вероятности деления на пачки [3]. А вот по латерали, согласно исследованиям А. Э. Конторовича, И. И. Нестерова, Ф. К. Салманова, А. В. Ежовой, Ф. З. Хафизо- ва, условия накопления осадков, скорее всего, были выдержаны [4, 5, 6, 7]. В связи со сложившимися основаниями для расчленения и детальной корреля- ции использовались материалы геофизических исследований скважин, такие как метод потенциалов собственной поляризации (ПС), метод кажущихся сопротивле- ний (КС). Выбор указанных методов обусловлен их способностью отражать изме- нение гранулометрического состава пород по разрезу. В результате корреляции было выделено четыре литологических типа. 1 Можно предположить, что литотип ПК1 принадлежит к прибрежно-морским отложениям, на которых можно выделить трансгрессивные и регрессивные циклы, 2–4 а литотипы ПК1 преимущественно представлены континентальными отложе- ниями. По результатам выполненного анализа рассматриваемые отложения могут быть отнесены к следующим фациям: • фация русловых отмелей спрямленных и ограниченно меандрирующих рек; • фация внешней (песчаной) части поймы: стариц, разливных песков и береговых валов; • фация внутренней (глинистой) части поймы;

16 Нефть и газ № 3, 2017 • группа прибрежно-морских фаций: забаровых лагун, открытого моря с накоплением глинистых отложений, головных частей разрывных течений, барьерных островов и вдольбереговых трансгрессивных баров. Качество дифференциации пласта подтверждается гистограммами распределения частот по коэффициенту пористости для каждого выделенного литологического типа. Из бимодального распределения частот коэффициента пористости для всего пласта было получено одномодальное распределение для каждого типа (рис. 1).

Рис. 1. Дифференциальное распределение частот коэффициента пористости по выделенным пачкам

Также была проведена детальная корреляция скв. 24 803, в которой были выде- лены четыре литотипа. Эта скважина была выбрана ввиду ее освещенности керно- вым материалом. Границей смены генезиса отложений условно принята абсолют- ная отметка — 1 154 м, на которой отмечается эрозионный контакт литотипа с подстилающим слоем, что подтвержает правильность расчленения пласта. О генезисе отложений мы также можем судить по рентгеноструктурному ана- лизу глин и глинистых минералов отобранных образцов керна. Наличие в них као- линита свидетельствует о континентальной обстановке осадконакопления, а мон- тмориллонита — морской. По данным рентгеноструктурного анализа из четырех глинистых минералов, содержащихся в песчаниках и алевролитах, отобранных из пласта ПК1 в скв. 501, преобладает каолинит, его содержание составляет 33–56 % от общего содержания глинистых минералов. Доля смешаннослойных образований гидрослюда- монтмориллонитового ряда (ССО) равна 5–14 % . В первом случае при построении трехмерной модели традиционного представ- ления структурный каркас сложен двумя поверхностями: кровлей пласта ПК1 и подошвой этого же пласта ПК1, полученной конформным сдвигом кровли на 215 м (в абсолютных отметках). Во втором случае структурный каркас уточнен построе- нием кровли каждого циклита.

№ 3, 2017 Нефть и газ 17 В качестве одномерного тренда при построении литологических 3D-моделей были использованы геолого-статистические разрезы. При моделировании с учетом цикличности отложений для каждой выделенной пачки были составлены отдель- ные ГСР, которые были использованы в качестве тренда для каждого циклита. Условия седиментации отложений сеноманского времени нашли свое отобра- жение в сейсмическом поле в виде многочисленных русловых элементов, обра- зующих разноранговые аллювиальные системы. Для построения 3D-модели на качественном уровне были использованы седиментационные срезы в интервале ОГ Г по сводному временному кубу 3D (рис. 2). Для каждого циклита были обо- значены приоритетные области улучшенных коллекторских свойств, которые бы- ли выделены по прослеживающимся на срезах руслам рек. Результирующая трен- довая карта была использована в качестве двумерного тренда при построении трехмерной геологической модели для каждого циклита.

Рис. 2. Седиментационные срезы в интервале ОГ Г по сводному временному кубу 3D

При построении каждой трехмерной модели были получены карты эффектив- ных газонасыщенных толщин (рис. 3). При сравнении этих карт получен коэффициент корреляции 0,98, что говорит о высокой тесноте связи. Газонасыщенный объем в полученных моделях отличается менее чем на 2 %, и данное представление может быть использовано при подсчете запасов. Было проведено сравнение разрезов, полученных при моделировании каждым способом. На разрезе, выполненном с учетом цикличности отложений, наиболее четко проявляются литологические границы, выявление которых необходимо на этапе детального расчленения продуктивного интервала с целью локализации от- дельных, гидродинамически не связанных между собой тел коллекторов, что важно для проектирования разработки месторождений (рис. 4 а, б). Стоит отметить, что у модели с уточненным структурным каркасом связность резервуара выше на 65 %. Изучение фаций и связанных с ними коллекторов помогает объяснить разновы- сотность продвижения ГВК в процессе эксплуатации залежи.

18 Нефть и газ № 3, 2017

Рис. 3. Карты эффективных газонасыщенных толщин сеноманской газовой залежи

Рис. 4. Разрезы Ямбургского участка Ямбургского месторождения по пласту ПК1 (а) и с уточнением структурного каркаса (б)

Таким образом, показано, что по пласту ПК1 довольно надежно прослеживают- ся глинистые литологические границы, на основе которых выделяются отдельные пачки гидродинамически не связанных между собой тел-коллекторов. При стати- стическом анализе выявлены изменчивость коллекторских свойств по разрезу пла- № 3, 2017 Нефть и газ 19 ста и бимодальное распределение частот параметра пористости. В результате де- тальной корреляции и выделения фаций на основе электрометрических моделей В. С. Муромцева и кернового материала были получены статистические данные, которые эмпирически установлены при анализе качества концептуальной модели. Полученные данные являются вескими для уточнения традиционного представле- ния о сеноманском объекте как о залежи массивного типа с почти изотропным строением. Cоздание структурного каркаса с учетом седиментационной циклично- сти отложений, адаптация геологической модели в гидродинамическую являются важнейшим этапом при проектировании разработки месторождения.

Список литературы 1. Закревский К. Е., Майсюк Д. М., Сыртланов В. Р. Оценка качества 3D-моделей. – М.: ООО «ИПЦ «Маска», 2008. 2. Зыкин М. Я. Экспертная оценка степени изученности сеноманской залежи Ямбургского НГКМ, НАЭН. – М., 2013. 3. Закревский К. Е. Геологическое 3D-моделирование. – М.: ООО «ИПЦ «Маска», 2009. – 96 с. 4. Время формирования скоплений природного газа Западной Сибири / А. Э. Конторович [и др.]. – М.: Недра, 1975. – 680 с. 5. Нестеров И. И. Вопросы теории осадконакопления платформенных отложений // Тр. ЗапСибНИГНИ. – Тю- мень, 1968. – № 19. – С. 45–52. 6. Ежова А. В. Литологические особенности верхнемеловых отложений севера Западно-Сибирской провинции // Тр. ЗапСибНИГНИ. – Тюмень, 1972. – № 62. – С.110–115. 7. Хафизов Ф. З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазовых комплексов. – Л.: Недра, 1991. – 264 с.

Сведения об авторах Information about the authors Барсукова Антонина Михайловна, техник 2 кате- Barsukova A. M., Technician of 2 category, OJSC гории, ОАО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, «TyumenNIIgiprogas», Tyumen, phone: 7(3452)286675, тел. 7(3452)286675, e-mail: [email protected] e-mail: [email protected] Казанцев Глеб Владимирович, аспирант, Тюмен- Kazantsev G. V., Postgraduate of Industrial University ский индустриальный университет, г. Тюмень, of Tyumen, phone: 7(3452)283963, e-mail: kazancevg@ тел. 7(3452)283963, e-mail: [email protected] inbox.ru ______

УДК 556.38:556.013(571.1) ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ЗАХОРОНЕНИЯ СТОЧНЫХ ВОД НА ТЕРРИТОРИИ ВЫНГАПУРОВСКОГО ГАЗОВОГО ПРОМЫСЛА ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО РЕГИОНА HYDRO-GEOLOGICAL CONDITIONS OF DUMPING WASTEWATER WITHIN THE TERRITORY OF THE VYNGAPUROVSKOYE GAS FIELD IN THE YAMAL-NENETS OIL AND GAS PRODUCING REGION

Н. К. Лазутин, В. А. Бешенцев N. K. Lazutin, V. A. Beshentsev

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: сточные воды; регион; загрязнение; обезвреживание; захоронение; месторождение Key words: wastewater; region; pollution; disposal; dumping; deposit

Проблема обезвреживания (утилизации) сточных вод нефтегазодобывающих предприятий крайне актуальна, так как ряд стоков, в частности «подтоварные» воды, образующиеся после сепарации водонефтяной эмульсии, обладают высокой токсичностью и повышенной минерализацией (15–20 г/дм3). Они не могут быть очищены до состояния, делающего их безопасными для сброса в речную сеть [1, 2]. В условиях Севера, она нередко представляется вообще трудноразрешимой. Ставка на традиционные очистные сооружения далеко не всегда оправдывает себя. В результате стоки практически без очистки и обезвреживания (или недоста- точно очищенные и обезвреженные) сбрасываются в водоемы, водотоки и на рель-

20 Нефть и газ № 3, 2017 еф, что оказывает отрицательное воздействие на атмосферу, гидросферу, расти- тельность, животный мир и здоровье человека [2]. Исходя из этого, все больше нефтегазовых предприятий проводят захоронение сточных вод в недра, изыскивая для этого процесса наиболее благоприятные и надежные водоносные горизонты, считая его наиболее экологически безопасным и экономичным методом обезвре- живания сточных вод. В России практика подземного захоронения опасных промышленных отходов началась с конца 50-х — начала 60-х годов. Первые работы в этой области были связаны с созданием и эксплуатацией полигонов захоронения радиоактивных от- ходов в районах городов Томска, Красноярска, Димитровграда. Благодаря этому способу за весь период функционирования атомной промышленности из среды непосредственного обитания человека удалено около 50 млн м3 жидких отходов, содержащих более половины радиоактивности, образовавшейся в отходах атомной промышленности. Многолетние (более 40 лет) наблюдения, специальные исследо- вания и многочисленные экспертизы (в том числе с участием представителей меж- дународных организаций) показывают полную экологическую безопасность этих объектов подземного захоронения. Используют эту технологию в России также химическая промышленность, предприятия по добыче и переработке нефти и газа. Наиболее освоен метод подземного захоронения в газовой и нефтедобывающей промышленности [2, 3]. Методы подземного захоронения широко используются в Ямало-Ненецком нефтегазодобывающем регионе, где закачка стоков выступает самостоятельной отраслью при разработке газовых месторождений и составной частью технологи- ческого процесса при добыче нефти. К настоящему времени в регионе обустроено 57 полигонов захоронения [3]. Вынгапуровский газовый промысел (исследуемый объект) располагается в пределах Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения. Месторож- дение относится к Губкинскому нефтегазоносному району Надым-Пурской нефте- газоносной области Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона. Полигон захоронения находится в 500 м севернее установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и имеет размеры 50 х 50 м. Он включает в себя одну специально оборудо- ванную поглощающую скв. 301. Захоронение сточных вод ведется с 1996 года, в среднем в объеме 30–40 м3/сутки. Суммарный объем закачки стоков за период эксплуатации до 2016 года составил 154 542 м3. На рисунке 1 показана динамика закачки сточных вод по годам. В соответствии с «Положением об охране подзем- ных вод» использование глубоких горизонтов подземных вод допускается только при соблюдении специальных требований и условий. Их захоронение осуществля- ется путем закачки в глубокие, надежно изолированные водоносные горизонты, несодержащие пресные, бальнеологические, минеральные, термальные и промыш- ленные воды, которые используются или намечаются к использованию [4]. Гидро- геологические исследования показали, что выбор сеноманского водоносного гори- зонта на Вынгапуровском месторождении в качестве поглощающего вполне соот- ветствует критериям выбора, указанным в методических указаниях [5, 6]. Захоронение сточных вод в недра в пределах исследуемого участка осуществ- ляется на основании ряда правовых и нормативных документов, регламентирую- щих этот процесс. Они подробно изложены в «Положении об охране подземных вод» (1984), в законах РФ «Об охране окружающей природной среды» (1991), «О недрах» (1992), «О плате за пользование водными объектами» (1998), в «Положе- нии о порядке лицензирования пользования недрами» (1992), «Положении о сис- теме управления природопользованием в ОАО «Газпром» (1999). Для газовой от- расли ОАО «Газпром» подготовлено и издано методическое руководство «Гидро- геологический контроль на полигонах закачки промышленных сточных вод» (РД 51-31323949-48-2000) [4]. Методическое руководство согласовано с Мини-

№ 3, 2017 Нефть и газ 21 стерством топлива и энергетики РФ, Министерством природных ресурсов РФ, Гос- гортехнадзором РФ, утверждено заместителем председателя правления ОАО «Газ- пром» В. В. Ремизовым.

Рис. 1. Объем закачиваемых стоков по годам

При захоронении стоков в качестве эксплуатируемого пласта-коллектора ис- пользуется сеноманский водоносный горизонт апт-альб-сеноманского гидрогеоло- гического комплекса, представленный в основном слабоцементированными поро- дами: песчаниками, алевритами с прослоями глин. Горизонт, используемый в ка- честве поглощающего, залегает на глубинах от 973 до 1 174 м и имеет мощность от 189 до 202 м [7]. Подошвой объекта являются отложения альбского яруса. По отношению к газовой залежи поглощающий горизонт включает в себя по- дошвенные и законтурные воды. В кровле апт-сеноманского гидрогеологического комплекса залегает мощная толща турон-палеогеновых глинистых пород мощно- стью до 750 м, а также толща многолетнемерзлых пород (ММП), благодаря чему он надежно изолирован от вышезалегающего эоцен-олигоценового водоносного комплекса (ВК), подземные воды которого используются в хозяйственно-питьевых целях. Тем более он изолирован от поверхностной гидросферы [7]. Закачиваемые стоки по химическому составу гидрокарбонатные натриевые. Они маломинерализованные, величина минерализации стоков обычно до 1 г/дм3, редко до 1,5–2 г/дм3, плотность около 1 г/см3. Содержание (мг/дм3) взвешенных частиц не более 50 (чаще 10–20), железа до 10, йода до 2, брома до 8, нефтепро- дуктов до 3 (чаще менее 1). Содержание метанола и диэтиленгликоля в стоках вы- сокое. Характерный состав стоков, сбрасываемых на Вынгапуровском газовом промысле, представлен в таблице. Таким образом, современный состав сточных вод (промышленные стоки разбавленные хозяйственно-бытовыми), закачиваемых в поглощающий горизонт на Вынгапурском месторождении, характеризуется общей минерализацией (сухим остатком) от 76,4 до 860,9 мг/дм3, водородным показателем от 7,4 до 10,08, активная реакция среды щелочная (см. табл.). По химическому составу стоки гидрокарбонатные натриевые.

22 Нефть и газ № 3, 2017 Усредненный химический состав стоков [7]

Хозяйственно- Промышленные Содержание бытовые Закачиваемые компонентов, мг/дм3 до после до после очистки очистки очистки очистки Обобщенные показатели Водородный показатель 9,58 10,08 6,82 7,4 7,51 рН (ед.) Общая минерализация 1 302,45 860,9 121,35 76,4 – Нефтепродукты 2 310,93 0,69 0,13 0,04 2,51 Механические примеси 140,45 57,05 125,07 39,47 – Окислительно- восстановительный 137 130 161 174,5 – потенциал (мв) Плотность (г/дм3) 1 1 1 1 0,99 Температура (0С) 19 19,5 20 19 19,17 Неорганические вещества Гидрокарбонат-ион 103,5 286,6 70,2 42,7 – Карбонат-ион 618 207 < 6 < 6 – Железо окисное 2,22 2,27 5,03 1,08 – Железо общее 5,28 3,04 7,76 1,54 4,3 Калий 8,95 30,55 4,89 6,27 – Натрий 514,9 277,5 16,77 9,74 – Кальций 4,52 2,08 7,44 7,83 – Магний 3,59 2,05 3,91 3,95 – Сульфат-ион < 2 < 2 < 2 < 2 – Хлорид-ион 44,4 55,15 18,5 10,94 – Кислород растворенный 2,86 0,87 1,17 3,51 – Метанол 2 731 2 082 272,25 269,1 7 030 Сероводород 0,68 0,88 0,13 0,82 – Триэтиленгликоль (%) < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 0,98 Агрессивность, низкая низкая низкая низкая – (степень) Взвешенные вещества – – – – 17,59

Примечание. Приведены средние значения компонентов за период эксплуатации

Согласно имеющимся данным хозяйственно-бытовые сточные воды после про- хождения КОС-150 имеют сухой остаток от 71 до 206 мг/дм3. По химическому составу они гидрокарбонатные натриевые, с кислой до щелочной реакцией среды. Стоки не соответствуют ОСТ 39-225-88 по растворенному кислороду до 4 мг/дм3, присутствию сероводорода до 1,64 мг/дм3, иногда по содержанию взвешенных веществ. Перед закачкой в недра сточные воды проходят водоподготовку, которая включает в себя их предварительное отстаивание, фильтрационное удаление твер- дых взвешенных частиц и взвеси, удаление плавающих нефтепродуктов (на неф- теловушках) (рис. 2). Наряду с этим при захоронении сточных вод в глубокие поглощающие гори- зонты возникает вопрос их совместимости с водами, которые находятся в данном горизонте. Для оценки совместимости сточных и пластовых вод были проведены иссле- дования, суть которых сводилась к определению возможности выпадения солевого остатка при смешивании. В большинстве случаев солевой остаток представлен осадками карбоната и сульфата кальция. Для оценки возможности выпадения осадка были проведены расчеты с использованием методов Г. А. Стиффа,

№ 3, 2017 Нефть и газ 23 Л. Е. Дэвиса, которые показывают, что при смешении сточных вод с пластовой водой осадков не образуется, то есть можно предполагать, что воды совместимы. Многолетний опыт эксплуатации месторождений в пределах Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона подтверждает отсутствие осадкообразования при захоронении сточных вод в поглощающие горизонты [1, 2].

Рис. 2. Нефтеловушка

Подземное захоронение промышленных сточных вод неизбежно ведет к за- грязнению подземных вод апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса. Прогнозные расчеты площадей растекания стоков на участке захоронения свиде- тельствуют о незначительном радиусе распространения сточных вод (менее 900 м), которые не должны оказывать отрицательного воздействия на разработку газовых залежей и использование вод в лечебных целях [7]. Многолетний опыт подземного захоронения на территории Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона свидетельствует о том, что компоненты минерализованных хлоридных вод в зоне пресных вод не обнаруживаются [3]. Воздействие полигонов закачки на газовую залежь может быть связано, глав- ным образом, с увеличением пластового давления в зоне закачки. Однако в про- цессе разработки сеноманской газовой залежи происходит снижение пластового давления, которое частично компенсируется ростом давления при закачке сточных вод. Результаты наблюдений и проведенные прогнозные расчеты на Вынгапуров- ском месторождении показывают, что пластовое давление в сеноманском погло- щающем горизонте (несмотря на осуществляемую закачку стоков) на расчетный срок эксплуатации составит от 0,244 до 6,6 МПа. Учитывая, что создаваемое дав- ление при осуществлении закачки сточных вод в поглощающий горизонт, частич- но компенсирует падение пластового давления при добыче углеводородов, закачку промышленных стоков можно отнести к дополнительным природоохранным ме- роприятиям, частично восстанавливающим естественное гидродинамическое рав- новесие, нарушенное отбором газа. Вместе с тем нельзя не отметить реальную опасность негативного воздействия закачиваемых стоков для газоносных пород и водоносных горизонтов, в том числе

24 Нефть и газ № 3, 2017 питьевых, залегающих выше поглощающего горизонта. Это воздействие может быть связано, во-первых, с продвижением стоков к залежам по «литологическим окнам», в альб-сеноманских отложениях. Во-вторых, стоки могут подниматься вплоть до олигоцен-четвертичного комплекса по затрубному пространству в слу- чае неудовлетворительного качества цементирования скважины и негерметично- сти эксплуатационной колонны, а также при перемерзании и коррозии трубопро- водов, при расположении вблизи скважин амбаров-накопителей и несоблюдении регламента закачки. Для примера необходимо отметить некоторые случаи негативного воздействия, произошедшие на территории Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона. Так в 2001 году на полигоне поселка Уренгой был зафиксирован выход сточ- ных вод на поверхность по затрубному пространству в одной из неработающих поглощающих скважин. На основании этого можно предположить, что здесь про- исходит загрязнение питьевого олигоценового водоносного горизонта, подземные воды которого каптируются поселковым водозабором с дебитом 1 200 м3/сут, рас- положенным в 500 м юго-восточнее полигона. В этом же году выявлено загрязне- ние поверхностных и подземных питьевых вод на участке захоронения г. Губкинского. Источником загрязнения здесь стал амбар-отстойник, неимеющий гидроизоляции, куда сбрасывались стоки перед подачей в поглощающие скважи- ны. Непосредственно в наблюдательных скважинах на пресные подземные воды, расположенных вблизи амбара, повысилась окисляемость, возросло содержание иона аммония, фосфатов, что указывало на биогенное загрязнение подземных вод. Источник загрязнения был ликвидирован. Оба случая загрязнения пресных под- земных вод произошли на участке действующих полигонов захоронения в недра сточных вод [2]. Проведенные гидрогеологические исследования на Вынгапуровском полигоне захоронения сточных вод основаны на лабораторных данных химического состава, микробиологическом анализе и оценке совместимости с пластовыми водами. По- лученный материал свидетельствует о том, что несмотря на существующее разно- образие методов утилизации промышленных отходов, метод закачки промышлен- ных стоков в глубокие поглощающие горизонты является наиболее эффективным, рациональным и экологически безопасным.

Список литературы 1. Захоронение промстоков в недра Ямало-Ненецкого автономного округа / В. А. Бешенцев [и др.] // Материалы Всеросс. совещания по подземным водам Сибири и Дальнего Востока (Иркутск, 2006). – С. 415–418. 2. Бешенцев В. А., Семенова Т. В., Павлова Е. И. Захоронение сточных вод на нефтепромыслах Севера Запад- ной Сибири (на примере Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона) // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2014. – № 5. – С. 6–10. 3. Бешенцев В. А., Семенова Т. В. Подземные воды севера Западной Сибири (в пределах Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона). – Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. – 224 с. 4. РД 51-31323949-48-2000. Методическое руководство. Гидрогеологический контроль на полигонах закачки промышленных сточных вод. ООО «ИРЦ Газпром» / Под ред. В. П. Ильченко. – М.: 2002. – 122 с. 5. Каменев А. П. РД 00158758-182-94. Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих гори- зонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири. – Тюмень, 1995. – 100 с. 6. СТО РД Газпром 39-1.13-087-2003. Методические рекомендации по обоснованию выбора поглощающих го- ризонтов и проектированию закачки сточных вод на объектах ОАО «Газпром» в Западной Сибири. – М.: ИРЦ Газ- пром, 2003. 7. Грецева О. В., Михайлов В. И. Программа по организации и ведению мониторинга за состоянием недр на полигоне захоронения хозяйственно-бытовых и производственных сточных вод Вынгапуровского газового промысла. ООО НПП «ЯмалЭГЭ НП». – Салехард, 2008. – 81 с.

Сведения об авторах Information about the authors Лазутин Николай Константинович, студент, Lazutin N. K., Undergraduate, Industrial University of Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Tyumen, phone: 8(3452)390346, е-mail: [email protected] тел. 8(3452)390346, e-mail: [email protected] Бешенцев Владимир Анатольевич, д. г.-м. н., про- Beshentsev V. A., Doctor of Geology and Mineralogy, фессор кафедры геологии месторождений нефти и газа, Professor at the Department of Geology of Oil and Gas Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Fields, Industrial University of Tyumen, phone: тел. 8(3452)390346, e-mail: [email protected] 8(3452)390346, e-mail: [email protected]

№ 3, 2017 Нефть и газ 25 УДК 553.98 ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА СЕВЕРО-ЗАПАДЕ ВОСТОЧНО-ЕВРОПЕЙСКОЙ ПЛАТФОРМЫ EVALUATION OF THE HYDROCARBON POTENTIAL OF LOWER PALEOZOIC SEDIMENTS IN THE NORTH-WEST OF THE EAST EUROPEAN PLATFORM

А. П. Соколовский, В. И. Самитова A. P. Sokolovskiy, V. I. Samitova

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, г. Тюмень

Ключевые слова: палеогеография; седиментация; органический углерод; балтийская сениклиза Key words: paleogeography; sedimentation; organic carbon pool; the Baltic syneclise

При оценке перспектив нефтегазоносности того или иного региона в самом на- чале следует определиться в вопросе, какими должны быть генетическая модель образования нефти и формирование ее скоплений. Исходя из предпосылки, что основным параметром при нефтеобразовании является органический углерод (Сорг) и его количество, то принимая во внимание его генезис (прежде всего фотосинтез), следует всегда иметь в виду палеобстановки протекания фотосинтеза в морской (водной) среде. В современных морях проникновение света в водную массу, при котором наи- более интенсивно осуществляется фотосинтез, не превышает 50–70 м. Естественно «пышное» развитие фитобиоценоза может протекать на глубинах до 50 м. Соот- ветственно «полноценный источник» Сорг в субаквальной обстановке не может формироваться на глубинах более 70 м. Это вовсе не значит, что на глубинах 100 м и более не живет фитобиоценоз. Все дело в количестве производимого им Сорг. На больших глубинах количество фотобиоценоза невелико и недостаточно для генерации углеводородов (УВ) с предельным насыщением коллектора. По этой причине нередко встречаются коллекторы с невысокой нефтенасыщенностью, из которых получают притоки нефти с водой или просто воду со следами нефти. Следовательно, всякое утверждение, что отложения, сформировавшиеся на глуби- нах 700 м, являются нефтематеринскими (например, баженовская свита), нельзя считать правильным. По вопросам образования нефти и формирования ее скоплений подавляющее большинство исследователей в настоящее время отдают предпочтение осадочно- миграционной гипотезе (Н. Б. Вассоевич). Эта гипотеза предполагает, что вначале одновременно с осадками накапливается рассеянное органическое вещество (РОВ), которое затем подвергается метаморфизму, генерирующие при этом угле- водороды (УВ) начинают перемещаться (мигрировать) в ловушку. Такая схема формирования залежей нефти полностью зависит от процесса миграции УВ, если такой процесс имеет место в природе. При объяснении механизмов образования нефти следует понимать, что в жи- вых организмах углеводородные соединения отсутствуют. Они появляются толь- ко, когда заканчивается биологическая жизнь. Соответственно — бентос и планк- тон продуцируют Сорг в разных количествах. Планктон продуцирует рассеянный Сорг по всей территории седиментационного бассейна, а бентос — гомогенный, локализованный на каких-либо участках, прежде всего на выступах дна бассейна с глубинами, доступными протеканию процессов фотосинтеза.

26 Нефть и газ № 3, 2017 Рассеянный и гомогенный Сорг сразу же после попадания в осадок подвергается восстановительным или окислительным процессам. В первом случае образуется связь с водородом, а во втором — с кислородом. Рассеянный углерод превращает- ся в РОВ и сохраняется в нем сколь угодно длительное время. Напротив, углерод гомогенного накопления (фотобиоценоз, бактеросфера) в восстановительную фазу преобразования формирует газообразные и жидкие УВ. На каждом этапе регионального категенеза преобразования ОВ пород устанав- ливается равновесное состояние между строением и свойствами вновь образовав- шихся УВ с одной стороны и факторами внешней среды — с другой. Это состоя- ние, как подчеркивает И. И. Нестеров, нарушается лишь в пределах залежей нефти и газа, что указывает на локальное изменение определенных условий внешней среды, обусловивших процессы формирования залежей. Единственным материн- ским веществом залежей нефти является органический углерод, находящийся в современном контуре ВНК и ГВК. Латеральной и вертикальной миграции углево- дородов за предельным ВНК нет и не было в прошлом. В процессе осадконакопления в седиментационных бассейнах биофитоценоз в водной среде развивается более интенсивно и продуктивно на приподнятых участ- ках дна за счет фотосинтеза, расположенных ниже базиса эрозии. С увеличением глубины подводного рельефа концентрация фитобиоценоза существенно умень- шается. Эти особенности накопления осадков и локальных (гомогенных) концен- траций Сорг почти никогда не изучались и до сих пор не применяются большинст- вом геохимиков, даже после того когда К. П. Калицкий сформировал гипотезу «инситу» формирования залежей нефти. Сейчас является очевидным, что содержащийся в породе Сорг является мате- ринским веществом при формировании залежей углеводородов. Выше уже отме- чалось, что в живых организмах фауны и флоры нет углеводородов, так же как и нет главных их элементов, таких как метильных (СН3) и метиленовых (СН2) групп, содержание которых в нефтях достигает 70–80 %. На границе раздела живых и отмерших организмов в зависимости от окислительно-восстановительного потен- циала образуется углекислый газ (СО2) от соприкосновения с кислородом воздуха, метан (болотная растительность) и более тяжелые УВ (иловые осадки застойных водных бассейнов). Исследуемая территория, согласно карте нефтегеологического районирования, относится к восточной части Балтийской нефтегазоносносной провинции и зани- мает территории Калининградской, Ленинградской, Архангельской, Псковской, Новгородской и частично Вологодской областей РФ, Литвы, Латвии и северной части Грозненской и Витебской областей Белоруссии. В пределах Калининград- ской области, в Литве и на севере Польши в настоящее время в среднекембрий- ских отложениях (балтийская серия) выявлено свыше 25 месторождений нефти (Красноборское, Ушаповское, Вилькичайское, Жерновец и др.). В тектоническом отношении эта территория в раннепалеозойское время пред- ставляет собой прогиб, опоясывающий с юга и юго-востока Балтийский щит, ко- торый соединял Балтийское и Баренцево моря (рис. 1). По этому прогибу Балтийская синеклиза простиралась на северо-восток. В. М. Цойслер и др. этот прогиб называют Балтийско-Ярославским, который, по их мнению, представляет собой обширный морской залив, открытый к западу. Се- верную границу этой синеклизы однозначно обозначают выходы докембрийских отложений на дневную поверхность в полосе глинта (северные районы Эстонии и Ленинградской обл.). Южную границу Балтийской синеклизы подчеркивают вы- ходы дополеозойских пород в пределах сводовых частей Белорусской антеклизы (район г. Минска), а также северная граница Московского артезианского бассейна, которая простирается вдоль южных склонов Валдайской возвышенности.

№ 3, 2017 Нефть и газ 27 Восточная граница Балтийской синеклизы остается спорной. С. П. Максимов полагал, что с востока она ограничивается Латвийской седловиной и восточнее г. Риги не простирается. Но судя по тому, что отложения кембрия и ордовика на геологической карте за 1975 г. (ВСЕГЕИ) прослеживаются до южных границ Ла- дожского озера, а также на побережье Белого моря (район г. Архангельска), можно предположить, что Балтийская синеклиза достигает западных границ Тиманского кряжа (рис. 2).

Рис. 1. Рифейская структура Восточно-Европейской платформы. По Е. М. Аксенову и Л. Ф. Солонцову: 1 — щиты и массивы (а — установленные, б — предполагаемые): I — Балтийский, II — Щитийский, III — Волго-Камский, IV — Украинско-Воронежский; 2 — рифейские грабенообразные прогибы (а — установленные, б — предполагаемые): 1 — Далекарлийский, 2 — Ботническо-Балтийский, 3 — Онего-Кандалакшский, 4 — Лешуковский, 5 — Ладожский, 6 — Солигалическо-Яренский, 7 — Вятский, 8 — Датско-Польский, 9 — Крестцовский, 10 — Камско-Бельский, 11 — Рязано-Саратовский (Пачелмский), 12 — Сергиевско-Абдулинский, 13 — Больше-Донбасский, 14 — Доно-Медведицкий, 15 — Озинковско-Увтинский, 16 — Баскунчакско-Ногайтинский, 17 — Кильдинско-Святоносский; 3 — складчатое обрамление платформы; 4 — выходы верхнего протерозоя в складчатом обрамлении платформы

28 Нефть и газ № 3, 2017

Рис. 2. Основные структурные элементы Восточно-Европейской платформы вендско-раннепалеозойского этапа развития. По М. В. Муратову, М. Ф. Микунову, Е. С. Черновой, с изменениями: 1 — область устойчивых поднятий; 2 — вендско-кембрийские прогибы; 3 — ордовикские прогибы; 4 — силурийские прогибы; 5 — геосинклинальные области; 6 — проявления вендского магматизма Прогибы: I — ордовикско-силурийский Балтийско- Ярославский; II — вендско-раннепалеозойский Приднестровский; III — вендско-кембрийский Балтийско-Московский; IV — вендский Приуральский; V — Тимано-Печорская эпибайкальская плита

Южнее Валдайской возвышенности кембрийские и ордовикские отложения от- сутствуют, а на дислоцированных отложениях допалеозойского фундамента зале- гают породы девонского возраста. Высказанные предположения подтверждаются выходами кембрийских, ордовикских и силурийских отложений на дневную по- верхность в пределах северных склонов Белорусской антеклизы (севернее г. Мин- ска) — карта доантропогенных отложений Белоруссии за 1978 г., редактор А. С. Махиач. Таким образом, приведенные выше данные по геологическим картам позволя- ют сделать вывод, что между Балтийским щитом и Белорусской антеклизой в ран- непалеозойское время существовал мелководный морской бассейн, который в кембрийское время достигал западных границ Тимана и соединялся с Баренцевым морем. В этом бассейне накапливались в основном терригенные и терригенно- карбонатные отложения кембрия, ордовика и силура (толщиной 140–500 м). Кли- мат в рассматриваемое время, как показывает фациальный анализ, был теплым, что способствовало интенсивному развитию фитобиоценоза и накоплению Сорг на отдельных участках в гомогенной форме.

№ 3, 2017 Нефть и газ 29 Вдоль северо-западного крыла Московской синеклизы выделяется карбонат- ный глинт, к которому приурочен Валдайский (Валдайская возвышенность являет- ся водоразделом бассейнов Волги и Западной Двины, а Северные Увалы — между Волгой и Северной Двиной) песчано-морской пояс глинта, возможно связанный с тектоническими нарушениями [1]. Рассматриваемые выше фациальные особенности и площади распространения нижнепалеозойских отложений позволяют понять причину их отсутствия на зна- чительной территории Московской синеклизы, где разрез платформенного чехла начинается с девонских отложений. • Таким образом, Балтийская синеклиза прослеживается восточнее Латвий- ской седловины и достигает южного побережья Белого моря. В раннепалеозойское время это был относительно мелководный бассейн с условиями, благоприятными для развития фотобиоценоза и накопления на отдельных выступах его бортов Сорг в гомогенной форме. • Принимая сходство обстановки осадконакопления в пределах Калининград- ской области и Литвы с обстановками в пределах восточной части синеклизы, можно уверенно предполагать, что на северных склонах Белорусской антеклизы (Гродненская и Витебская обл.), Валдайской возвышенности (Псковская, Новго- родская обл.) и на южных и юго-восточных склонах Балтийского щита (Ленин- градская и Архангельская обл.) условия накопления как коллекторов, так и исход- ного Сорг в кембрийское и ордовикское время были идентичны. Соответственно в пределах указанных областей в рассматриваемой части разреза нижнего палеозоя могут быть залежи нефти или газа. • Для более достоверного выбора местоположения первых поисковых сква- жин необходимо по склонам Балтийской синеклизы в пределах Градинской, Ви- тебской, Псковской, Новгородской и Ленинградской областей провести сейсмо- разведочные работы в масштабе 1:200000.

Список литературы 1. Основы региональной геологии СССР / Цейелер В. М. [и др.]. – М.: Недра, 1984. –358 с.

Сведения об авторах Information about the authors Соколовский Анатолий Петрович, к. г.-м. н., до- Sokolovskiy A. P., Candidate of Geology and Mineral- цент кафедры геологии месторождений нефти и газа, ogy, Associate Professor at the Department of Geology of Oil Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, and Gas Fields, Industrial University of Tyumen, тел. 89129276532 phone: 89129276532 Самитова Венера Ильдаровна, ведущий инженер, Samitova V. I., Leading Engineer, West-Siberian Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой Branch of the Institute of Oil and Gas Geology and Geophys- геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН (ЗСФ ics named after A.A. Trofimuk of the SB RAS (ZSF INGG SO ИНГГ СО РАН), г. Тюмень, тел. 89088744388, e-mail: RAN), Tyumen, phone: 89088744388, e-mail: Samito- [email protected] [email protected] ______

УДК 622.276.1 ОЦЕНКА ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ ASSESSMENT OF OIL WELL PRODUCTIVITY IN LOW-PERMEABILITY RESERVOIRS IN THE FIELDS OF EASTERN SIBERIA

Р. В. Урванцев, С. Е. Чебан R. V. Urvantsev, S. E. Cheban

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: продуктивность скважины; низкопроницаемые коллекторы; коэффициент извлечения нефти Key words: well productivity, low-permeability reservoirs, oil recovery factor

30 Нефть и газ № 3, 2017 В XXI веке развитие отрасли добычи нефти в России происходит как за счет интенсификации ее добычи на существующих традиционных месторождениях Западной Сибири, Поволжья и других нефтедобывающих регионов, так и за счет открытия новых нефтегазоносных провинций. Масштабные открытия целого ряда месторождений Восточной Сибири, совершенные еще в 70–80-х гг. XX в., только начинают осваиваться. Сам процесс освоения развивается достаточно медленно ввиду целого ряда причин. Отсутствие крупных транспортных магистралей, низ- кая плотность населения, низкая освоенность районов центральной и северной частей Восточной Сибири, изолированность месторождений от населенных пунк- тов и др. не позволяют достаточно быстро заниматься освоением запасов. Эти трудности в конечном итоге порождают проблему высокой себестоимости добычи нефти в регионе. Одной из важнейших задач является получение максимального коэффициента извлечения нефти при уменьшении затрат на разработку. Карбонатный пласт, за- легающий в пределах Катангской свиты, является низкопроницаемым, а его запа- сы относят к трудноизвлекаемым. В настоящее время объект находится на стадии опытно-промышленной разработки, что актуализирует исследования по подбору эффективных методов добычи нефти. При разработке такого объекта большое внимание уделяется применению технологий повышения нефтеотдачи. Не менее важным является подбор конструкции скважины, отвечающей геоло- гическим условиям данного региона. В качестве альтернативы может рассматри- ваться возможность применения наклонно-направленных скважин (ННС) и сква- жин с горизонтальным окончанием (ГС). Данные типы скважин уже применяются в качестве добывающих на рассматриваемом карбонатном пласте. В пределах ка- ждого типа скважин необходимо проанализировать варианты применения ННС в зависимости от величины зенитного угла и ГС — в зависимости от длины гори- зонтального участка. Именно эти показатели принимаются в качестве переменных, а оценка эффективности строится на зависимости продуктивности отдельной скважины от их величины. Оценка возможности применения ННС и ГС производилась по формулам оп- ределения продуктивности для однородно-анизотропного пласта, а также по фор- мулам С. Д. Джоши, Ф. М. Гигера и Ю. П. Борисова для горизонтальных скважин. Стоит отметить, что применимость данных формул ограничена, но позволяет оце- нить потенциал определенного типа скважин и ее параметров для применения на рассматриваемом объекте [1, 2]. На продуктивность скважин любого профиля оказывает влияние анизотропия пласта. Коэффициент продуктивности вертикальных скважин определяется по формуле 2 ⋅π ⋅ k ⋅ h 1 (1) K в = ⋅ . µ  R   k  ln   rc 

Анизотропия пласта определяется по известному выражению и равна

kh χ = . (2) kv Коэффициент продуктивности совершенной по степени вскрытия пласта на- клонной скважины определяется по формуле 2 ⋅π ⋅ k ⋅ h 1 (3) Kн = ⋅ . µ  4 ⋅ Rk h h ⋅sinα  ln + ⋅ ln   L ⋅sinα L 2 ⋅π ⋅ rc 

№ 3, 2017 Нефть и газ 31

Коэффициент продуктивности горизонтальных скважин определяется по формуле

2 ⋅π ⋅ k ⋅ L K Г = .  2  (4)  L   1+ 1−      2 ⋅ R     L  k  h  µ ⋅ln + ln   h L  2⋅π ⋅ rc   2 ⋅ R   k   

Очевидно, что коэффициент продуктивности наклонных и горизонтальных скважин зависит от анизотропии. В одной из работ М. Маскет предложил способ перехода от изотропного пласта к анизотропному путем умножения линейных размеров системы пласт-скважина * k * по осям x, y, z на величину βi = , где i = х, у, z, а k = kh ⋅ kv — эквивалент- ki ная проницаемость пласта. Это обеспечивает возможность найти отношение коэффициентов продуктивно- сти для анизотропного пласта, подставив в формулу (4) соответствующие значения эквивалентных величин. Тогда коэффициент продуктивности наклонной скважины будет равен

2⋅π ⋅ k* ⋅ h* 1 Kн = ⋅ , (5) µ  4⋅ R* h* h* ⋅sinα *  ln k + ⋅ln   * * *   L ⋅sinα L 2⋅π ⋅ rc 

* * где h = ∙h; = ∙Rk; L = ∙L. ∗ 𝑣𝑣 𝑘𝑘 ℎ ℎ Проекция𝛽𝛽 𝑅𝑅наклонной𝛽𝛽 скважины𝛽𝛽 на горизонталь а = L∙sin (α) изменится и станет равной a*= ∙a = ∙L∙sin (α). Вертикальная проекция, равная толщине пласта, станет равной b*= ∙h. ℎ ℎ 𝛽𝛽 𝛽𝛽 * a β ⋅ L ⋅sinα Таким образом, угол наклона станет равным α * = = 𝑣𝑣h . arctg * arctg𝛽𝛽 b βv ⋅ h Длина наклонного ствола составит

a* β ⋅sinα L* = = h . (6) sinα * arctg (β ⋅ L ⋅sinα) sin v   βv ⋅ h 

Для сопоставления скважин по величине коэффициента продуктивности при- ведем сравнение горизонтальных скважин с длинами стволов 400 и 600 м, а также наклонно-направленных скважин с зенитными углами 70о и 80о. Скважины с таки- ми параметрами действительно используются на объекте, поэтому эти параметры были положены в основу расчетов. Затем результаты расчетов были экстраполи- рованы на другие значения длины ГС и зенитного угла ННС. В таблице представлены исходные данные для расчетов [3].

32 Нефть и газ № 3, 2017 Исходные данные

Зенитный угол Длина ГС ННС Параметр ННС/ГС α1 α2 L1 L2 700 800 400 600

Радиус контура питания Rk 450 м

Радиус скважины rc 0,1 м Средняя проницаемость по k 1,27 мД = 1,27∙10-15 м2 вертикали v Средняя проницаемость по k 1,82 мД = 1,82∙10-15 м2 горизонтали h Толщина пласта h 6,6 м Вязкость нефти μ 3,424 сП = 3,424∙10-3 Па∙с

По результатам расчетов очевидно, что изменение угла наклона ННС не ведет к значительному увеличению продуктивности. Применение более сложной конст- рукции скважин за счет увеличения зенитного угла в таких условиях будет нецеле- сообразным. А с учетом того что запасы пласта относят к трудноизвлекаемым, что подтверждается его проницаемостью и малой эффективной нефтенасыщенной толщиной, ввод скважин в добычу должен сопровождаться дополнительными ГТМ для увеличения добычи нефти. График изменения продуктивности в зависи- мости от зенитного угла представлен на рисунке 1.

Рис. 1. График зависимости продуктивности ННС от зенитного угла на рассматриваемом объекте

Рисунок 2 отображает зависимость коэффициента продуктивности от длины горизонтального участка по формулам для однородно-анизотропного пласта. Для формул Ю. П. Борисова, С. Д. Джоши, Ф. М. Гигера зависимость продуктивности от длины ГС изображена на рисунке 3.

№ 3, 2017 Нефть и газ 33

Рис. 2. График зависимости продуктивности ГС от длины горизонтального ствола на рассматриваемом объекте

Рис. 3. Оценка продуктивности ГС по формулам С. Д. Джоши, Ю. П. Борисова, Ф. М. Гигера

Продуктивность ГС в среднем в несколько раз больше продуктивности ННС. Резкий рост продуктивности наблюдается при длине горизонтального ствола 500 м и более. Однако дебиты скважин без применения геолого-технических мероприя- тий будут крайне малы и неудовлетворительны. Оценка продуктивности скважин по формулам С. Д. Джоши и Ю. П. Борисова оказалась несколько ниже, по срав- нению с приведенной в основном расчете. Это связано с дополнительными учиты- ваемыми факторами при расчете, которые повлияли на продуктивность ГС и обу- словили также низкое значение продуктивности по формуле Ф. М. Гигера. Низкие коллекторские свойства обусловливают применение дополнительного воздействия на объект. Проницаемость по объекту варьируется в диапазоне от 0,001 до 151,1 мД. Для средней проницаемости продуктивность скважины без применения ГТМ не достигает проектных значений. В качестве сравнения приве- дем значения продуктивности по горизонтальным и наклонно-направленным скважинам для проницаемости 40 мД и построим зависимость продуктивности скважин от проницаемости пласта (рис. 4, 5).

34 Нефть и газ № 3, 2017

Рис. 4. Продуктивность ННС при проницаемости 40 мД

Рис. 5. Продуктивность ГС при проницаемости 40 мД

Рис. 6. Зависимость коэффициента продуктивности от проницаемости для ГС (100 м) и ННС (10 о)

Рис. 7. Зависимость коэффициента продуктивности от проницаемости для ГС (600 м) и ННС (80 о)

№ 3, 2017 Нефть и газ 35 С увеличением проницаемости и при больших значениях зенитного угла ННС, можно говорить о применении наклонно-направленных скважин в качестве аль- тернативы горизонтальным. Однако с увеличением длины ГС и зенитного угла ННС, отношение продуктивностей горизонтальных и наклонно-направленных скважин увеличивается (рис. 6, 7). В данном случае оно увеличивается с 3 до 5 раз. Несмотря на невозможность прямого сравнения параметров ГС и ННС, эффектив- ность применения горизонтальных скважин на нашем карбонатном пласте несрав- нимо выше. Планируемые к применению ГС с длинами в 600 м показывают, без- условно, большую продуктивность. Таким образом, эксплуатация объекта скважинами с горизонтальным окончанием может приниматься в качестве наиболее подходящего варианта разработки объекта.

Список литературы 1. Грачев С. И., Самойлов А. С. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами: учеб. по- собие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. – 144 с. 2. Брехунцов А. М., Телков А. П., Федорцов В. К. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонталь- ным стволам скважин. – Тюмень: ОАО «СибНАЦ», 2004. – 290 с. 3. Барышев Л. А., Барышев А. С. Многопараметровая физико-геологическая модель Верхнечонского газокон- денсатно-нефтяного месторождения // Геология нефти и газа. – 2008. – № 4. – С. 46–54.

Сведения об авторах Information about the authors Урванцев Роман Вадимович студент-магистрант Urvantsev R. V., Master’s Student, Industrial University Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, of Tyumen, phone: 89129990708, e-mail: pion- тел. 89129990708, e-mail: [email protected] [email protected] Чебан Станислав Евгеньевич, ассистент кафедры Cheban S. E., Teaching Assistant at the Department of «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых ме- Development and Operation of Oil and Gas Fields, Industri- сторождений», Тюменский индустриальный универси- al University of Tyumen, phone: 89222678950, e-mail: тет, г. Тюмень, тел. 89222678950, e-mail: cheban- [email protected] [email protected] ______

УДК 550.8 (553.98) РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ТРЕХМЕРНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ КОЛЛЕКТОРОВ ПАЛЕОЗОЙСКОГО ФУНДАМЕНТА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ DEVELOPMENT OF THE METHODOLOGY OF 3D GEOLOGICAL MODELING FOR THE RESERVOIRS OF THE PALEOZOIC BASEMENT OF WEST SIBERIA

А. И. Цепляева A. I. Tseplyaeva

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: геологическая модель; палеозойский фундамент; трещиноватость; нефтегазоносность; двойная пористость Key words: geological model; paleozoic basement; fracture; oil and gas potential; dual porosity

В настоящее время месторождения нефти и газа в породах фундамента откры- ты почти на всех континентах и в акватории Мирового океана. На сегодняшний день известно более 450 месторождений с промышленными скоплениями нефти, газа и конденсата в фундаменте в 54 нефтегазоносных бассейнах мира [1]. В образованиях доюрского комплекса Западной Сибири, включающего палео- зойский фундамент (PZ) и отложения триаса на контакте с чехлом, выявлено более 50 месторождений углеводородов [2]. По последним данным [3] общее количество поисково-разведочных скважин, вскрывших доюрские отложения на территории ХМАО — Югры, составляет более 3 100. Большинство скважин вскрыли кровель- ную часть доюрского комплекса на глубину до 100 м (2 678 скважин), более 100 м — порядка 450 скважин. Доюрский разрез на глубину более 1 км изучен недоста-

36 Нефть и газ № 3, 2017 точно (21 скважина), что говорит о нехватке информации и необходимости даль- нейшего изучения. Породы палеозойского фундамента Западной Сибири характеризуются высо- кой степенью тектонической дислоцированности. Доюрское основание на изучае- мой площади [4] представлено метаморфизованными породами палеозойского возраста, в основном кристаллическими сланцами (гранат-амфиболовыми, амфи- боловыми, амфибол-биотитовыми, биотит-кварц-полевошпатовыми, двуслюдяны- ми, кварц-полевошпатовыми, хлоритовыми) и амфиболитами. Среди них наблю- даются локальные участки, сложенные гнейсами (слюдяными, кварц- полевошпатовыми, реже роговообманковыми). В такой среде матрица породы в большинстве случаев отличается низкими фильтрационно-емкостными свойства- ми, и перспективы извлечения углеводородов часто определяются наличием тре- щиноватости [5]. Кроме того, многие коллекторы обладают двойной пористостью [6]. Палеозойский фундамент представляет собой сложный объект, требующий нестандартного подхода при трехмерном геологическом моделировании. Создание постоянно действующей геолого-гидродинамической модели как ос- новы проектирования разработки объекта связано с определенными трудностями. Объект слабо изучен, недостаточно информации о распределении трещиноватых интервалов, также отсутствует надежная методика моделирования. Поэтому при создании геологической модели пород палеозойского фундамента за основу были взяты исследования, проведенные для объектов со схожим геологическим строе- нием [7–13], результаты обобщения геолого-геофизической информации о группе соседних месторождений, включая данные FMI компании , тематиче- ские работы В. А. Ефимова по петрофизической интерпретации материалов ГИС, а также материалы 3D-сейсморазведки. При ограниченном количестве исходных данных по трещиноватости актуаль- ную информацию о характере распределения высокопроницаемых участков про- дуктивных пластов по площади можно получить на основе совместного использо- вания данных 3D-сейсморазведки (динамический и структурно-кинематический анализ) и результатов проведения гидродинамических исследований скважин (ГДИС) на установившихся (ИД) и неустановившихся (КВД, КПД) режимах фильтрации [8, 14]. Результаты проведенных промыслово-геофизических исследо- ваний по оценке работы объекта в 5 скважинах показали, что работающие толщи- ны объекта РZ в два раза выше, чем принятые как нефтенасыщенные при первона- чальном подсчете запасов. Исходя из результатов интерпретации материалов ат- рибутного анализа 3D-сейсморазведки, предложена концептуальная модель рас- пределения трещиноватых интервалов, которая подробно описывается в работе [2]. Кроме этого, было выделено 3 системы предполагаемых разломов (Юг — Се- вер; Северо-Восток, Юго-Запад; Северо-Запад, Юго-Восток) и потенциальные зо- ны наличия разрывных нарушений, которые ассоциируются с высокой интенсив- ностью трещиноватости (рис. 1). Обработка индикаторных диаграмм (ИД) и кривых восстановления давления (КВД) на основе модели «двойной среды» позволяет оценить основные параметры трещинных систем (относительную емкость, раскрытость и проницаемость), а также степень взаимодействия блоковой (матричной) и трещинной составляющих пустотного пространства [15]. При всех достоинствах описанного подхода, его применение в случае рассматриваемых залежей сталкивается со значительными трудностями, связанными с небольшим объемом и низкой информативностью данных ГДИ скважин, вскрывших доюрские отложения. В качестве альтернатив- ного способа оценки фильтрационных параметров прискважинной и удаленных зон продуктивных пластов в отечественной и зарубежной практике широко при- меняется анализ режимов и технологических параметров гидроразрыва пласта (ГРП), проведение которого на данный момент остается основным способом раз- работки палеозойских залежей.

№ 3, 2017 Нефть и газ 37

Рис. 1. Структурная карта по кровле палеозойского фундамента и выделенные зоны повышенной трещиноватости по материалам 3D-сейсморазведки

Одним из важных этапов, предваряющих осуществление полноценного гидро- разрыва пласта, является проведение стресс-тестов, или мини-ГРП («mini-Frac»), с целью получения дополнительной информации о физико-механических свойствах целевых объектов. В набор итоговых параметров обычно входят значения давле- ния разрыва (Fracture Pressure), а также мгновенного (Instantaineous Shut-In Pres- sure) и конечного (Fracture Closure Pressure) давлений закрытия трещины, величина последнего из которых для рассматриваемого объекта изменяется в пределах от 20 до 35 Мпа. Подобное изменение давления позволяет предположить величину ми- нимального горизонтального (тектонического) напряжения (Sh). Использование метода PCA (Pre-Closure Analysis — «анализ до закрытия трещины») дает возмож- ность определения геометрии, преимущественной плоскости (субвертикальной или субгоризонтальной) и характера распространения трещины, находящихся в прямой зависимости от анизотропии текущего поля напряжений и соотношения между его горизонтальной и вертикальной компонентами. Высокие значения мак- симального горизонтального напряжения (SH), составляющие от 60 до 80 % от ве- личины вертикального давления (Sv), достигающего 80 МПа при расчете на кров- лю объекта PZ, характеризуют условия, достаточные для поддержания крупных трещин в раскрытом состоянии. Так как вертикальное давление больше горизонтального, основная масса от- крытых трещин имеет субвертикальное направление. При бурении скважины за границу вертикальной разломной зоны, шанс получения притока резко падает. Принимая во внимание указанные ранее особенности, геологическое модели- рование проводились в программном комплексе Petrel. При построении структур- ных поверхностей объекта PZ, состоящего из отложений КВ и собственно PZ от- ложений, были учтены данные по поисково-разведочным и добывающим скважи- нам. При моделировании использованы изохроны ОГА. Структурный каркас объ- екта КВ+PZ построен с размерностью сетки 50 x 50м. Разбиение объекта PZ на слои осуществлялось параллельно кровле.

38 Нефть и газ № 3, 2017 После осреднения скважинных данных на грид строился куб литологии. Куб принимал значения: 0 — неколлектор; 1 — коллектор порового типа; 2 — трещи- новатая порода; 3 — коллектор порово-трещинного типа. Перемасштабированные данные распространялись на сетку методом Sequential Indicator Simulation (после- довательное индикаторное моделирование). Построение литологии проводилось с учетом двойной среды (рис. 2).

Рис. 2. Разрез по кубу литологии с учетом двойной среды

Далее по прослоям коллекторов распределялись пористость и нефтенасыщен- ность. Для распределения пористости и нефтенасыщенности применялся инстру- мент Petrophysicalmodeling, учитывающий скважинные данные и вариограммы. Пористость матрицы распространялась в поровом и порово-трещинном коллек- торах. Пористость трещин распространялась в порово-трещинном коллекторе и трещиноватых породах. Куб проницаемости коллекторов построен путем пересче- та по зависимости, полученной по керну (рис. 3)

Kпр = 0,0102 ∙ е0,3275∙Кп ,

где в качестве аргумента Кп используется построенный ранее куб пористости.

Рис. 3. Сопоставление пористости и проницаемости образцов горных пород палеозойского фундамента

Куб проницаемости трещин построен согласно формуле Т. Д. Голф-Рахта [16] для систем с хаотичным распределением трещин при принятой густоте трещин 25 на 1 м.

№ 3, 2017 Нефть и газ 39 3 2 Кпр = Кптр. / 29,6*Аг.тр. ,

где Кпр — трещиноватая проницаемость; Кптр. — трещиноватая пористость; Аг.тр. — густота трещин. Нефтенасыщенность матрицы распространялась в поровом и порово- трещинном коллекторах инструментом Petrophysicalmodeling, где в качестве ис- ходных данных использовались скважинные данные по коэффициенту нефтена- сыщенности и вариограммы. Нефтенасыщенность трещин распространялась в порово-трещинном коллекто- ре и трещиноватых породах. Таким образом, созданная геологическая модель послужила основой гидроди- намических расчетов объекта PZ. При детальном анализе выделенных интервалов трещиноватости в разрезе нескольких скважин выделены участки для дополни- тельных операций по дострелу и проведению гидроразрыва пласта. Проведенные по рекомендациям мероприятия подтвердили достоверность выполненных геоло- гических модельных представлений о распределении продуктивных интервалов палеозойского фундамента, связанных с трещиноватостью горных пород. Для коллекторов палеозойского фундамента при геологическом моделирова- нии наиболее актуально применение метода двойной пористости (двойной среды). Созданный подход позволяет уточнить геологическую модель с увеличением гео- логических запасов на 30 % в коллекторах с природной трещиноватостью. Предложенная методика позволяет создавать трехмерные геологические моде- ли коллекторов палеозойского фундамента и рекомендуется к использованию для объектов со схожим геологическим строением.

Список литературы 1. Цепляева А. И. Обзор месторождений, открытых в породах фундамента // Геология и нефтегазоносность За- падно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации): материалы Междунар. науч.-техн. конф. – Т. 1. – Тюмень: ТИУ, 2016. – C. 8–10. 2. Бембель С. Р., Цепляева А. И. Особенности картирования и перспективы нефтегазоносности доюрских от- ложений в западной части ХМАО — Югры // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 11. – С. 89–93. 3. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности доюрских отложений центральной части Запад- но-Сибирской плиты / А. В. Тугарева [и др.] // Материалы Междунар. науч.-практич. конф. «ГеоСочи — 2017. Нефтегазовая геология и геофизика». – ООО «Издательство Полипресс», 2017. – С. 21–24. 4. Цепляева А. И. Геологическое моделирование пород палеозойского фундамента на примере одного из ме- сторождений Западной Сибири // Материалы V Междунар. конф. молодых ученых и специалистов памяти акад. А. П. Карпинского. – СПб.: ВСЕГЕИ, 2017. – С. 432–434. 5. Методика моделирования трещиноватых терригенных коллекторов в Западной Сибири [Электронный ре- сурс]. – Режим доступа: // www.oilcapital.ru/technologies/ 2008/01/091102_118283.shtml. / В. Блехман [и др.] // Техноло- гии ТЭК. – 2007. 6. Kolesnik V., Tseplyaeva A. Analysis of reservoir rock with dual porosity, ABSTRACTS East Meets West Interna- tional Student Congress & Career Expo. Krakow, Poland, 2013. – 34 P. 7. Tseplyaeva A. I. Perspectives of oil and gas presence in pre-jurassic sediments on the example of one west siberian deposit // IOP Conference. Series: Earth and Environmental Science. – 2015. – V. 27. – http://iopscience.iop.org/article/ 10.1088/1755-1315/27/1/012019. 8. Закревский К. Е., Кундин А. С. Особенности геологического 3D-моделирования карбонатных и трещинных резервуаров. – М.: ООО «Белый Ветер», 2016. – 404 с. 9. Цепляева А. И. Построение геологической модели объекта, сложенного метаморфическими породами (на примере одного из месторождений Красноленинского свода) // Проблемы геологии и освоения недр: Тр. XX Между- нар. симпозиума им. акад. М. А. Усова. – Т. I. – Томск: Изд-во Томского политех. ун-та, 2016. – С. 432–434. 10. Цепляева А. И. К вопросу о моделировании трещиноватых коллекторов в Западной Сибири // Новые техно- логии — нефтегазовому региону: материалы Всеросс. с междунар. участием науч.-практич. конф. – Т. 1. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. – С. 105–107. 11. Tseplyaeva A. I. 3D Geological modeling of the Paleozoic deposits: Krasnoleninsk arch case // The 8th International Siberian Early Career Geo Scientists Conference: Proceedings of the Conference: Novosibirsk. – 2016. – P. 332–333. 12. Применение комплексного подхода для геологического моделирования трещиноватых коллекторов Западно- Сибирского фундамента (на примере Малоичского месторождения) / О. В. Пинус [и др.] // Геология нефти и газа. – 2006. – № 6. – С. 38–42. 13. Запивалов Н. П., Абросимова О. О., Попов В. В. Геолого-геофизическая модель Малоичского месторожде- ния в палеозое Западной Сибири и особенности его освоения // Геология нефти и газа. – 1997. – № 2. – С. 30–37. 14. Хромова И. Ю., Метт Д. А. Гидродинамические исследования как инструмент обоснования сейсмической интерпретации в карбонатных трещиновато-кавернозных резервуарах // Геофизика. – 2014. – № 2. 15. Rezk G. Analysis of Pressure Transient Tests in Naturally Fractured Reservoirs, Oil & Gas Research. – 2016. – V. 2, Issue 3. 16. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. – М.: Недра, 1986.

Сведения об авторе Information about the author Цепляева Анна Ивановна, аспирант, Тюменский Tseplyaeva A. I., Postgraduate, Industrial University of индустриальный университет, г. Тюмень, тел. Tyumen, phone: +79224849367, e-mail: [email protected] +79224849367, e-mail: [email protected]

40 Нефть и газ № 3, 2017 Бурение скважин и разработка месторождений

УДК 550.8 УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКСПРЕСС-МЕТОДА ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НГДУ «ЯМАШНЕФТЬ» IMPROVEMENT OF EXPRESS METHOD OF HYDRODYNAMIC WELL TESTING IN THE CONDITIONS OF OIL AND GAS FIELDS OF OIL AND GAS PRODUCTION DEPARTMENT «YAMASHNEFT»

Е. А. Андаева, А. В. Лысенков, М. Т. Ханнанов E. A. Andaeva, A. V. Lysenkov, M. T. Khannanov

НГДУ «Ямашнефть», г. Альметьевск Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа

Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин; глубинный измерительный комплекс; интерпретация гидродинамических исследований скважин; сокращение простоя скважины Key words: hydrodynamic studies of wells; deep measuring complex; interpretation of hydrodynamic studies of wells; reduction of downtime

В современном технологическом мире ежедневно создаются и развиваются ин- новационные методики по исследованию скважин. В мировой и отечественной практике для осуществления контроля в режиме реального времени, оперативного реагирования на изменение режимов работы скважины, получения информации о фильтрационных параметрах пласта и призабойной зоны широкое распростране- ние получило применение глубинного измерительного комплекса (ГИК). ГИК по- зволяет вести регистрацию забойного давления в реальном времени при работе скважины [1]. Одним из основных условий точности интерпретации полученных данных яв- ляется работа скважины не менее года без выхода в ремонт. В случае необходимо- сти проведения на скважине геолого-технических мероприятий (ГТМ) (например, обработка призабойной зоны скважины), существует необходимость извлечения ГИК из скважины, следовательно, контроль скважины на время ремонта прекра- щается. Существует ряд других технологических условий и критериев примени- мости, которые непосредственным образом влияют на корректность и точность полученных данных при регистрации ГИК давления [2]. Одним из основных и наиболее распространенных видов исследований, прово- димых на промыслах, является определение уровня жидкости в скважине. По дан- ным этого уровня фактически определяется режим эксплуатации скважин и стро- ятся карты изобар. Данные исследования выполняются наиболее часто в процессе разработки месторождений. Также важнейшей характеристикой значений уровня жидкости является то, что их показания напрямую определяют и рабочие режимные, и продуктивные харак- теристики скважин. То есть это главные параметры для контроля и регулирования за оптимальной эксплуатацией скважин. Основной задачей ГДИС является установление оптимальной гидродинамической связи между скважиной и пластом, с последующей возможностью выбора оптимального режима работы скважины с целью соблюдения графика отбора и снижения возникающих осложнений. № 3, 2017 Нефть и газ 41 Наличие значительного фонда мало- и среднедебитных скважин, что обусловлено низкой гидропроводностью пласта, приводит к тому, что большинство кривых восстановления уровня (КВУ) являются недовостановленными. Помимо малой продолжительности снятия КВУ существенным недостатком обычно является малое число точек на КВУ. Недовостановленность кривых сказывается на точности определения фильтрационных параметров пласта и пластового давления. В результате этого недостоверность полученных данных осложняет возможность принятия правильного решения о проведении ГТМ, направленных на восстановление, повышение или сохранение на существующем уровне фильтрационной составляющей призабойной зоны скважины (ПЗС) [3]. Для измерения уровня жидкости в скважине нашли применение два основных метода: звукометрический и волнометрический. При звукометрическом способе уровень жидкости определяется произведением скорости распространения звуковой волны в газовой среде и времени прохожде- ния звуковой волны от устья до уровня жидкости в скважине и обратно

HУ = (VЗ ∙ tУ)/2, (1)

где HУ — уровень жидкости, м; VЗ — скорость распространения звуковой волны, м/с; tУ — время пробега волны от устья до уровня и обратно, с. Скорость распространения звуковой волны зависит от физических свойств и состава газа, заполняющего скважину: плотности, температуры, давления и т. д. Также необходимо учитывать, что отражение звуковой волны может происходить не только от зеркала жидкости, но и от образующейся пены, особенно после проведе- ния ОПЗ (например, после соляно-кислотных обработок). Это напрямую влияет на точность полученных данных и, следовательно, на последующий пересчет давления. Во многих случаях данные методы оценки уровня жидкости дают недостовер- ный результат. Чаще всего это связано с тремя проблемами: • сложностью распознавания положения на эхограмме отражения от уровня жидкости; • низкой точностью определения времени прохождения звуковой волны от устья до уровня жидкости в скважине и обратно; • невысокой точностью оценки скорости звука в затрубном газе исследуе- мой скважины. Проблемы распознавания уровня жидкости на эхограмме связаны с недостат- ками используемых методов зондирования. Акустическая волна отражается не только от жидкости, но и от любой границы раздела сред, где существенно изме- няется плотность, или от любого объекта в скважине, существенно изменяющего форму или площадь сечения затрубного пространства. Некоторыми авторами [4] замечено, что с увеличением давления насыщения нефти газом скорость звука уменьшается. Еще одним важным фактором, опреде- ляющим скорость звука в затрубном газе, являются средняя плотность и темпера- тура газовой среды, которые зависят от условий разгазирования и движения газа в затрубном пространстве скважины. Неточности в определении скорости звука в затрубном пространстве приводят к значительным погрешностям в определении уровня и, следовательно, давления в скважине [5]. Изучив все возможные возникающие ошибки и неточности при проведении звуко- и волнометрических исследований, в НГДУ «Ямашнефть» предложили ис- пользование глубинных измерительных комплексов. Сущность метода заключается в спуске в скважину глубинного манометра, ко- торый фиксирует забойное давление в режиме эксплуатации скважины. Пример записи давления с помощью ГИК представлен на рисунке 1.

42 Нефть и газ № 3, 2017

Рис. 1. Пример записи давления на забое скважины с помощью ГИК

Интерпретация кривых происходит на основе получаемых «пиков», фиксируе- мых при экстренных остановках, таких как отключение электроэнергии, аварийное отключение, в момент которых манометр реагирует на изменение давление. Чем больше зафиксировано «пиков» изменения давления, тем выше точность интер- претации гидродинамических характеристик. В случае если колебание давления не наблюдается, увеличивается погрешность интерпретации. Параллельно с фиксаци- ей давления ведется учет во времени по дебиту жидкости [1]. Тем не менее применение ГИК при интерпретации и пересчете данных имеет следующие ограничения: • в настоящее время данными комплексами оборудованы только скважины с установкой одновременно-раздельной добычи; внедрение в скважины, эксплуати- рующие один объект, только начинается; • основным условием получения точных данных являются длительность ра- боты скважины, количество аварийных остановок для фиксации перепада давле- ния и дебита скважины; • извлечение оборудования при проведении ГТМ, направленных на повыше- ние или восстановление продуктивности скважины. В противном случае достоверность полученных данных требует дополнитель- ного подтверждения. С целью возможности гидродинамического исследования и интерпретации по- лученных данных на скважинах с низкими дебитами, ухудшенными коллектор- скими свойствами и при проведении различных ГТМ предлагается применять экс- пресс-метод исследования скважин. Схема проведения исследования до и после ремонта скважины выглядит сле- дующим образом [6]: перед проведением мероприятия скважину исследуют на определение параметров пласта, после чего осуществляют ГТМ, далее скважину осваивают и снова проводят исследование КВУ/КВД (рис. 2).

Рис. 2. Существующая схема проведения ГТМ на скважине и ее освоения № 3, 2017 Нефть и газ 43 Авторами разработан и опробован экспресс-метод, который предоставляет возможность оперативно рассчитать все необходимые фильтрационные характе- ристики пласта, совместив процесс свабирования и контрольное исследование по- сле ГТМ (рис. 3).

(ГТМ)

Рис. 3. Предлагаемая схема проведения ГТМ на скважине и ее освоения

Для регистрации забойного давления во время освоения скважины после ОПЗ или другого ГТМ в скважину спускается ГИК, после чего производится процесс ее освоения (свабирования). На рисунке 4 представлена схема расположения в скважине ГИК во время свабирования. Из- мерительный комплекс спускается в интервал перфорационных от- верстий. Давление регистрируется в режиме онлайн во время спуска и подъема свабной корзины, а ин- формация о замере давления выво- дится в виде графика. При подъеме очередного объема жидкости отби- раются пробы и определяются об- водненность, вязкость, рН, после чего выполняется расчет необхо- димых гидродинамических пара- метров призабойной зоны скважи- ны. Для проведения эксперимен- тальных исследований с помощью экспресс-метода осуществлялся подбор скважин, на которых пла- нировалось проведение ГТМ. С целью определения конечной гра- ницы регистрации забойного дав-

ления заранее был произведен Рис. 4. Схема спуска в скважину расчет радиуса проводимого гид- ГИК при свабировании родинамического исследования. Радиус исследования — это ве- дущий параметр при планировании операций по ГДИ. Неверный выбор времени исследования может либо привести к «недоисследованию» объекта из-за непро- должительного времени исследования, либо выполнить слишком продолжитель- ный замер, когда кривая восстановления давления на поздних участках не дает никакой информации о пласте (так как давление, например, полностью восстано- вилось уже на начальном этапе исследования пласта). Радиус исследования, очевидно, должен превышать время достижения стаби- лизированного участка КВД, соответствующего достижению воронкой депрессии границ пласта.

44 Нефть и газ № 3, 2017 Таким образом, время исследования скважины определяется по следующей формуле [5]: 2 2 = и = и . (2) и 4χ 4 𝑟𝑟 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ∙𝑟𝑟

𝑘𝑘 где tИ — время исследования𝑡𝑡 скважины, мин; rИ — радиус исследования скважи- ны, м; χ — пьезопроводность пласта, м2/мин; m — пористость пласта, д.ед; µ — вязкость флюида; β — сжимаемость, 1/ат; k — проницаемость, м2. В качестве опробования предлагаемого способа определения гидродинамиче- ских характеристик были выбраны 5 скважин, разрабатывающих карбонатные и терригенные коллекторы — башкирский, тульский горизонты и турнейский ярус. На каждой скважине были проведены мероприятия по интенсификации добычи нефти: на карбонатных коллекторах — закачка в скважину состава на основе со- ляной кислоты (ПАКС — поверхностно-активный кислотный состав, КСМД — кислотный состав медленного действия), в терригенных коллекторах — компози- ция на основе глинокислоты (ГКК — глинокислотная композиция). После прове- дения обработки скважин начался процесс их освоения с помощью сваба. На рисунке 5 представлены результаты регистрации давления с помощью из- мерительного комплекса во время свабирования в скв. 101.

Рис. 5. График регистрации давления на забое скв. 101 во время свабирования

Как уже упоминалось ранее, согласно методическому руководству [2] после проведения ГТМ необходимо провести контрольное ГДИС для определения пара- метров пласта, а, следовательно, успешности выполненного мероприятия. Поэтому для контроля точности определения гидродинамических параметров призабойной зоны скважины во время свабирования со спуском ГИК были проведены исследо- вания скважины с построением КВД. Результаты отображены в таблице 1. Как видно из таблицы, результаты полученных данных не отличаются между- собой более чем на 5 %, разрешаемых при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Отмечается различие в полученных данных только по скв. 854. Это объясняется тем, что проведение ГДИС согласно методическому руководству № 3, 2017 Нефть и газ 45 [2] не было завершено, кривая восстановления давления недовосстановилась, сле- довательно, гидродинамические параметры пласта рассчитаны некорректно.

Таблица 1

Сравнительные результаты гидродинамических параметров, полученных с помощью экспресс-метода и стандартным способом по РД № 153-39.0-536-07

По экспресс-методу с Контрольное ГДИ

применением ГИК стандартным способом

, ,

K K

2 2 горизонт мкм мкм фактор, S - фактор, S - фактор, /сут/атм /сут/атм 3 3 м м Номер скважины Эксплуатируемый Скин Скин Проницаемость k, Проницаемость k, Продуктивность Продуктивность 95 Башкирский 0,87 1,5 –0,9 0,84 1,4 –0,6 854 Турнейский 0,98 2,1 –1,5 0,85 1,8 0,1 101 Тульский 0,91 1,9 –1,3 0,87 1,85 –0,99 1 001 Турнейский 0,64 1,4 –0,7 0,7 1,37 –0,6 410 Тульский 0,75 1,6 –0,8 0,78 1,55 –0,85

Совмещение свабирования с исследованием по экспресс-методу не увеличива- ет время проведения ГТМ, в то время как проведение контрольного ГДИС с по- строением КВД по РД занимает в среднем 10–15 сут. Таким образом, совмещая исследование с процессом свабирования во время освоения после ОПЗ, возможно сокращать простои скважин. В масштабах нефтегазодобывающих управлений это будет играть большую роль. В таблице 2 приведены примеры расчетного времени исследования по 5 ото- бранным скважинам и реальное время проведения. Таблица 2

Разница между расчетным временем исследования и действительной длительностью проведения исследования

Номер Расчетное время Длительность Время проведения скважины ГДИ, мин свабирования, мин стандартного ГДИ, мин 95 8 876 7 780 8 340 854 7 349 8 010 5 739 101 5 458 5 820 7 450 1001 8 520 10 640 12 890 410 7 910 9 630 10 800

Как видно из таблицы, по 4 скважинам исследование возможно было прекра- тить на 5–7 суток раньше, чем это было сделано в действительности. Следователь- но, возможно было сократить время простоя скважины, а, значит, и потери добычи нефти. А по скв. 854 исследование оказалось незавершенным. Таким образом, предлагаемый экспресс-метод исследования КВД при свабиро- вании скважины со спуском ГИК позволит: • сократить время простоя скважины и запустить ее в работу сразу же после получения конечных данных по давлению; • сократить недоборы по нефти; • проанализировать успешность проведения мероприятий по оптимизации добычи нефти, восстановлению продуктивности.

46 Нефть и газ № 3, 2017 Список литературы 1. Направления совершенствования гидродинамических методов контроля в ПАО «Татнефть» // В. А. Иктиса- нов [и др.] // Инновации в разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений: материалы Междунар. науч.- практ. конф., посвященной 100-летию со дня рождения В. Д. Шашина. – Казань: Ихлас, 2016. – Т. 2. – 268 с. 2. Методическое руководство по проведению и интерпретации результатов гидродинамических методов иссле- дования добывающих скважин без остановок / ПАО «Татнефть» им. В. Д. Шашина. – Бугульма, 2016. 3. Андаева Е. А., Лысенков А. В., Ханнанов М. Т. Обобщение геолого-физической характеристики месторож- дений НГДУ «Ямашнефть» с целью повышения эффективности гидродинамических исследований скважин // Георе- сурсы. – 2016. – Т. 18, № 3. – С. 80–87. 4. Гаус П. О., Налимов Г. П., Пугачев Е. В. Определение уровня жидкости и скорости звука в затрубном про- странстве добывающей скважины // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 2. 5. Карнаухов М. Л., Пьянкова Е. М. Современные методы гидродинамических исследований скважин: спра- вочник инженера по исследованию скважин. – М.: Инфа-Инженерия, 2010. – 432 с. 6. РД 153-39.0-536-07. Руководство по интерпретации КВД для различных типов скважин и геолого- промысловых условий / Институт «ТатНИПИнефть». – Бугульма, 2007.

Сведения об авторах Information about the authors Андаева Екатерина Алексеевна, ведущий инженер- Andaeva E. A., Leading Technical Engineer, Oil and технолог технологического отдела разработки нефтя- Gas Production Department «Yamashneft», PJSC Tatneft, ных и газовых месторождений, НГДУ «Ямашнефть», Russia, Almetуevsk, phone: +78553370530, e-mail: г. Альметьевск, тел. 8(8553)370530, e-mail: Andae- [email protected] [email protected] Лысенков Алексей Владимирович, к. т. н., доцент Lysenkov A. V., Candidate of Technical Sciences, кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых Associate Professor, Department of Oil and Gas Fields месторождений, Уфимский государственный нефтяной development, Ufa State Petroleum Technological University технический университет, г. Уфа Ханнанов Марс Талгатович, к. г-м. н., главный гео- Khannanov M. T., Candidate of Geology and Mineral- лог НГДУ «Ямашнефть», г. Альметьевск ogy Sciences, Chief Geologist of Oil and Gas Production Department «Yamashneft», Almetуevsk ______

УДК 622.279.23 ИЗУЧЕНИЕ ПРОЦЕССА ВЫПАДЕНИЯ КОНДЕНСАТА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ ТЕМПЕРАТУР (НА ПРИМЕРЕ ЮБИЛЕЙНОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) STUDY OF CONDENSATION PROCESS DURING WELL OPERATION UNDER ABNORMALLY HIGH RESERVOIR TEMPERATURES (BY EXAMPLE OF THE YUBILEINOYE GAS-CONDENSATE FIELD)

Р. А. Гасумов, К. Н. Сафошкин R. A. Gasumov, K. N. Safoshkin

ОАО «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов», г. Ставрополь

Ключевые слова: газоконденсатное месторождение; скважина; фазовые превращения; конденсатоотдача; осложнения; технологический режим Key words: gas-condensate field; well; phase transformations; condensate emission; complications; operating practices

Для ряда газоконденсатных месторождений Северного Кавказа характерны аномально высокие пластовые температуры. В качестве примера для исследования термобарических условий выбрано Юбилейное газоконденсатное месторождение (далее ГКМ). ГКМ введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1969 году. Аномально высокая температура пласта сочетается с небольшим молекулярным весом пластового флюида. Фазовым состоянием пластовой углеводородной систе- мы является насыщенный газ. Одной из проблем, возникающих при эксплуатации скважин Юбилейного газоконденсатного месторождения, является скопление жидкости (конденсата) на забое. При выборе режима разработки ГКМ (газового или водонапорного) должны учитываться процессы, происходящие при эксплуатации, то есть сопровождаю- щиеся фазовыми превращениями газоконденсатной смеси с массообменом компо-

№ 3, 2017 Нефть и газ 47 нентов между газовой и жидкой фазами в процессе изменения термобарических условий залежи. Снижение пластового давления при почти неизменной пластовой температуре в процессе разработки ГКМ приводит к повсеместному выпадению конденсата в пласте и изменению его содержания, а также содержания отдельных компонентов газоконденсатной смеси в продукции эксплуатационных скважин. Выпавший в пласте конденсат почти не влияет на величину коэффициента газона- сыщенности продуктивного пласта коллектора и поэтому существенно не изменя- ет его емкостные и фильтрационные параметры. В призабойной зоне пласта имеет место двухфазная фильтрация газа и конденсата. При водонапорном режиме вне- дряющаяся в залежь вода частично поддерживает пластовое давление в газонос- ных пластах и вытесняет выпавший в пласте конденсат. Однако неоднородность коллекторских свойств продуктивного пласта приводит к избирательному и нере- гулируемому продвижению воды и значительному снижению газо- и конденсато- отдачи. Изменение содержания компонентов добываемой из пласта газоконден- сатной смеси при снижении пластового давления меняет конденсатоотдачу даже при постоянных объемах добычи газа [1]. Выпадение конденсата при эксплуатации скважин оценивается в зависимости от изменения потенциального содержания С5+в в пластовом газе при снижении давления и визуально отражено в виде кривой на рисунке 1.

Рис. 1. Изменение потенциального содержания С5+в при снижении пластового давления Юбилейного месторождения

Однако на Юбилейном месторождении аномально высокая температура не по- зволяет выполнять расчеты подобным образом, поэтому в данной статье подробно изучена термобарическая система в скважинах ГКМ. Для любого вещества харак- терны три агрегатных состояния — твердое, жидкое и газообразное. Согласно опыт- ным данным погрешность расчета насыщенности жидкой фазой наиболее низкая при использовании уравнения состояния Пенга — Робинсона [2, 3]

RT a p = = , ν − b ν(ν + b ) + b(ν − b )

где a — коэффициент, отражающий действие межмолекулярных сил, зависит от температуры; b — коэффициент, отражающий эффективный молеку-

48 Нефть и газ № 3, 2017 лярный объем; ν — молярный объем; p — давление; — температура; T R — универсальная газовая постоянная. На основе данного урав- нения строятся фазовые диа- граммы однокомпонентной и многокомпонентной систем. Фазовая диаграмма одно- компонентной системы на примере воды представлена на рисунке 2. На данной диаграмме нас интересует критическая точ- ка температуры — при зна- чениях выше критического различие между жидкостью и паром исчезает, и вещество невозможно привести в жид- кое состояние [4, 5]. Это фи-

зическое понятие и лежит в основе изучения процесса Рис. 2. Фазовая диаграмма воды поведения пластового флюи- да при эксплуатации скважин. Пластовый флюид ГКМ является многокомпонент- ной системой. Анализ и прогнозирование разработки выполнено в программном комплексе Roxar Tempest. Данный программный комплекс имеет модуль PVTx, позволяющий моделировать многокомпонентные системы. Условно фазовые пе- реходы вещества при изменении давления и температуры отображены на рисунке 3. При температурах выше критической ни один из компонентов не переходит в жидкое агрегатное состояние.

Рис. 3. Фазовая диаграмма многокомпонентной системы

№ 3, 2017 Нефть и газ 49 Фазовая диаграмма на Юбилейном газоконденсатном месторождении при те- кущем составе пластового флюида и молекулярной массе показана на рисунке 4.

Рис. 4. Фазовая диаграмма пластового флюида Юбилейного ГКМ

На диаграмме проведена линия, соответствующая критической температуре и изменению давления от начального до давления сепарации, наглядно показываю- щая, что при любом давлении агрегатное состояние пластового флюида — «жирный газ». Для определения потерь конденсата вследствие его выпадения при изменении температуры был построен график зависимости температуры пластового флюида от абсолютной глубины (рис. 5).

Рис. 5. График зависимости температуры пластового флюида от абсолютной глубины

Он позволяет оценить выпадение фракции пластовой многокомпонентной сис- темы при добыче УВ из скважин Юбилейного ГКМ. График построен на основа- нии проведенных газогидродинамических исследований, замеров температур и

50 Нефть и газ № 3, 2017 начальных пластовых давлений. За первую точку принимаются значения альтиту- ды скважины и температуры на устье остановленной скважины, за вторую — се- редина интервала перфорации скважины и температура, замеренная на забое скважины. График выполнен в виде прямой линии, что может не в полной мере отображать картину в скважине, поэтому для дальнейших исследований в данной области необходим комплекс исследований, включающий термометрию и опреде- ление фазового состояния флюида по всему стволу работающей скважины. Изучение поведения пластовой смеси в условиях аномально высокой темпера- туры на Юбилейном месторождении выявило проблему в традиционной оценке потерь пластового конденсата по кривым изменения конденсатогазового фактора (КГФ). Изучения процесса поведения смесей в дальнейшем позволяет провести более точные прогнозные расчеты и выработать методики для уменьшения потерь. С учетом проведенных исследований и анализов для решения проблем, связан- ных с обеспечением рациональной эксплуатации газоконденсатных месторожде- ний в условиях высоких пластовых температур, накопления жидкости (конденса- та) на забоях и прогрессирующего снижения производительности скважин требу- ется применение современных технологических решений, направленных на сохра- нение добычи и продление срока эксплуатации. Необходим выбор рациональной системы разработки газовых месторождений и обустройства промысла, что позволит обеспечить проектный уровень добычи газа и конденсата с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффи- циентами извлечения газа и конденсата. Изменение основных технологических и технико-экономических показателей разработки ГКМ (изменение во времени среднего пластового давления, забойных и устьевых давлений по скважинам, необходимого числа скважин и мощности компрессорных станций, объемов поступающей в залежь пластовой воды, техно- логических параметров системы обустройства промысла и др.) в значительной мере зависит от режима эксплуатации газоконденсатной залежи. Учитывая, что работа газоконденсатных скважин регламентируется технологи- ческими режимами эксплуатации, которые осуществляются путем поддержания и регулирования на забоях (устьях) скважин или наземных сооружениях заданных условий изменений дебита и давления, за счет правильного выбора технологическо- го режима при прочих равных условиях, с учетом типа залежи, начальных термоба- рических условий, прочности горных пород, состава пластового газа, технологиче- ских особенностей эксплуатации скважин (дросселирования газа в призабойной зо- не, гидратообразования в стволе скважины, удаления жидкости из ствола скважины) можно достичь оптимальных результатов при разработке месторождений.

Список литературы 1. Brill, J. P. and Hemanta Mukherjee. Multi-phase Flow in Wells //SPE 1999. – P. 7. 2. Былинкин Г. П. Оценка фазового перехода глубокопогруженных пластовых флюидов // Геология нефти и га- за. – 2006. – № 2. – С. 55–60. 3. Гуревич Г. Р., Брусиловский А. И. Справочное пособие по расчету фазового равновесия и свойств газокон- денсатных смесей. – М.: Недра, 1984. – 264 с. 4. Брусиловский А. И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М.: Грааль, 2002. – 575 с. 5. Былинкин Г. П., Брусиловский А. И. Новый подход к оценке степени насыщенности пластовых нефтяных и газоконденсатных смесей и критериев их фазового состояния // Геология нефти и газа. – 1991. – № 9. – С. 14–18.

Сведения об авторах Information about the authors Гасумов Рамиз Алиевич, д. т. н., профессор, за- Gasumov R. A., Doctor of Engineering, Professor, служенный деятель науки РФ, первый заместитель Honored scientist of the Russian Federation, First Deputy генерального директора, ОАО «СевКавНИПИгаз», General Director, JSC «SevKavNIPIgaz» Stavropol, г. Ставрополь, тел. 8(8652)563026, e-mail: Priem- phone: 8(8652)563026, e-mail: [email protected] [email protected] Сафошкин Константин Николаевич, заведующий Safoshkin K. N., Head of Sector of Hydrocarbons Pro- сектором техники и технологии добычи УВ, duction Technics and Technology, JSC «SevKavNIPIgaz», ОАО «СевКавНИПИгаз», г. Ставрополь, тел. Stavropol, phone: 89614950479, e-mail: safosh- 89614950479, e-mail: [email protected] [email protected]

№ 3, 2017 Нефть и газ 51 УДК 622 АНАЛИЗ РЕШЕНИЙ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ANALYSIS OF SOLUTIONS TO DETERMINE THE DELIVERY RATE OF A HORIZONTAL WELL

Э. Ф. Гильфанов, А. К. Ягафаров E. F. Gilfanov, A. K. Yagafarov

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: горизонтальная скважина; расчетный дебит; гидродинамические исследования скважин; коэффициент продуктивности Key words: horizontal well; delivery rate; well test (WTA); Productivity Index (PI)

В настоящее время бурение горизонтальных скважин (ГС) является одним из основных способов повышения дебита в давно освоенных нефтегазовых регионах добычи. Новые технологии, основанные на применении горизонтальных скважин, ко- ренным образом изменили теорию и практику мировой добычи углеводородов [1, 2, 3]. Дебиты скважин, имеющие горизонтальные окончания, значительно воз- росли. В результате есть возможность эксплуатировать месторождения раздель- ными сетками скважин, снизить депрессии, увеличить продолжительность безвод- ного периода эксплуатации скважин. На некоторых месторождениях запасы, кото- рые считались неизвлекаемыми, в настоящее время могут добываться в промыш- ленных масштабах («сланцевый бум» в США — разработка формации Баккен и других месторождений, а также залежи высоковязкой нефти с колоссальными за- пасами (в районе реки Ориноко в Венесуэле)). Анализу состояния эксплуатации горизонтальных скважин посвящено доста- точно много работ [2]. Стремительный рост числа скважин с горизонтальным участком опережает развитие теории и практики гидродинамических исследований ГС. Несмотря на значительное время освоения, технологии бурения горизонтальных скважин и ис- следований, в области гидродинамических исследований многие вопросы фильт- рации жидкости в ГС, фундаментальные вопросы движения пластового флюида продолжают оставаться открытыми. Многие исследования проводятся уже после закрытия скважины, без записи предыстории ее эксплуатации. Несмотря на внедрение термоманометрических систем (ТМС) измерения и записи давления на глубине, приближенной к кровле пласта, в значительном множестве исследований регистрация давления на интер- вале времени до остановки скважины отсутствует. В основном запись давления начинается после спуска прибора на глубину, мак- симально приближенную к интервалу перфорации. Большое влияние на качество интерпретации имеет точное определение дебита исследуемой скважины до ее остановки. До настоящего времени в литературе не приводятся точные аналитические решения задачи притока жидкости к горизон- тальным и многозабойным скважинам в пласте конечной толщины. Имеются лишь приближенные формулы для расчета дебита ГС и МГС. В 50-е и 60-е годы ХХ ве- ка начала разрабатываться специальная техника и технология бурения наклонных, горизонтальных, разветвленных горизонтальных и многозабойных скважин. Пер- вые теоретические решения в СССР и России дают ответы на вопросы математи- ческого расчета притока к горизонтальным скважинам (П. Я. Полубаринова- Кочина, В. П. Меркулов, В. П. Табаков, Ю. П. Борисов, В. П. Пилотовский и др.).

52 Нефть и газ № 3, 2017 За рубежом многие исследователи изучали проблемы притока к горизонтальным скважинам (С. Д. Джоши, Ф. Кучук, Ф. М. Гигер, М. Экономидес и др.). На примере гидродинамического исследования горизонтальной скв. 57Г на ме- сторождении 1 (пласт БП10) проведен подробный анализ применимости расчетных формул дебита. На рисунке 1 приведена схема участка месторождения скв. 57Г.

Рис. 1. Исследуемый участок месторождения

В таблице приведены геолого-физическая характеристика пласта БП10 и технологические параметры скв. 57 Г.

Краткая геолого-физическая характеристика объекта БП10, скважина 57Г и технологические параметры

Параметры Пласт БП10 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 3,54 Коэффициент пористости, доли ед. 0,185 Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. 0,599 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,72 Расчлененность, ед. 31 Начальная пластовая температура, 0С 76,8 Начальное пластовое давление, ат 252 Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,831 Плотность нефти в пластовых условиях условиях, т/м3 0,690 Объемный коэффициент нефти, доли ед, 1,291 Давление насыщения нефти газом, ат 190 Газовый фактор, м3/т 143 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с 0,5 Интервал перфорации, м 3 106–3 392 Длина перфорированного горизонтального участка скважины, м 286

№ 3, 2017 Нефть и газ 53 На рисунке 2 приведена корреляционная схема по профилю скв. 48, 55Г, 57Г, 62.

Рис. 2. Корреляционная схема по профилю скв. 48, 55Г, 57Г, 62

После бурения и спуска эксплуатационной колонны скв. 57Г освоена кратко- временной подачей газа высокого давления от ближайшей скважины («отдувка») в затрубное пространство. Отработка скважины проведена в течение суток и далее остановлена на КВД. За средний дебит скважины принята величина 140 м3/сут. Попробуем рассчитать дебит скважины. Проанализируем известные математические решения дебита горизонтальных скважин при установившемся притоке. Расчет по формуле (1) Джоши [4, 5] больше фактического на 21 м3/сут.

2πkh∆P (1) Q = = 161м3/сут,      2 2  а + а −( L / 2 ) h  h  µln + ln    L L  2πr     c    2  где а — половина большой оси эллипса эллиптической площади дренирования, м; h — эффективная толщина пласта, 3,54 м; k — проницаемость пласта, 50мД; ∆P — ∆P= Pпл – Pзаб, депрессия давления, 31,35 атм; µ — вязкость, 0,5 мПа∙с; rc — радиус скважины, 0,108 м; L — длина горизонтального участка, 286 м. Согласно приведенным данным, а рассчитывается по следующей формуле:

4 L 1 1  2R  а = + +  k  = 279 м, 2 2 4  L 

где Rk — радиус контура питания, 250 м. Расчет по формуле Ю. П. Борисова (2). За форму дренирования принимается круг, и дебит составит 133,3 м3/сут.

54 Нефть и газ № 3, 2017 2πkh ∆P 3 Q = ⋅ = 133,3 м /сут (2) µ ⋅ B 4R h h н ln k + ln L L 2r c По формуле Ибрагимова форма зоны дренирования представляет собой слой усеченного шара (3): 2πkL ∆P Q = ⋅ = 359,1 м3/сут. (3) µ ⋅ B L R − h R н ln + 0.1 k ln k rc h h Формула Гигера (4). Форма зоны дренирования представляет усеченный сверху и снизу эллипсоид. Расчетный дебит составил 152,7 м3/сут 2πkh ∆P Q = × = 152, м3/сут. (4) µ ⋅ 0.5 н B  L  1+ 1−   2R k  h h ln + ln L L 2πrc 2R k Расчетный дебит по формуле Экономидеса [4]. Форма зоны дренирования — эллипсоид.

2⋅π ⋅ K ⋅ H ⋅ ∆P 3 Q = г = 38 м /сут, 2 2   a + a − 0,25⋅ L I ⋅ H  I ⋅ H  I ⋅ H B⋅ µ ⋅ ln( ) + ani ⋅ln ani  + ani ⋅S  0,5⋅ L L ( I +1)⋅1⋅ R L    ani c   где

0.5  4  L  2⋅ R  a = ⋅ 0,5 + 0,25 +  k   . 2   L     Коэффициент продуктивности

2 ⋅π ⋅ K г ⋅ H 3 Кпрод = = 3,89м /(сут ⋅ атм).   2 2    a + a − 0,25⋅ L  Iani ⋅ H  Iani ⋅ H  Iani ⋅ H B⋅ µмln + ⋅ln  + ⋅S   0,5⋅ L  L ( I +1)⋅1⋅ R L      ani c  

В данном случае расчетный дебит 137,7 м3/сут оказался наиболее приближен- ным к фактическому. При расчетах по формуле Джоши предполагаем, что горизонтальный участок представляет собой однородный коллектор по всей длине. Но по данным ГИС скв. 57Г суммарная длина нефтенасыщенных пропластков равна 209 м, и тогда расчетная величина становится равной 157 м3/сут (ближе к промысловым данным). Если брать эффективную толщину перфорированной части, общей длины нефте- насыщенного коллектора, равной 196,4 м, тогда дебит равен 140,2 м3/сут. Что со- ответствует промысловым показателям. Как известно [4], при выборе расчетной формулы из предложенных необходи- мо исходить из конкретных промысловых условий, учитывая существующую сет- ку вертикальных скважин и интерференцию скважин.

№ 3, 2017 Нефть и газ 55 Таким образом, формула Экономидеса наиболее предпочтительна при расчете дебита в данных геолого-промысловых условиях и способах добычи. Существую- щие аналитические решения расхода скважины предполагают однородность кол- лектора по всей длине. Как показывают приведенные расчеты, необходимо учиты- вать неоднородность коллектора по горизонтальному участку скважины при рас- четах дебита скважины.

Список литературы 1. Совершенствование бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин / Н. К. Байбаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 4. – С. 8–9. 2. Бердин Т. Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. – М: Недра, 2001. – 198 с. 3. Алиев З. С., Бондаренко В. В. Исследование горизонтальных скважин // Нефть и газ. – М., 2004. – 150 с. 4. Особенности разработки нефтегазовых месторождений (Часть I) / А. П. Телков [и др.] – Тюмень: Изд-во ООО НИПИКБС-Т, 1999-2000. – 328 с. 5. Joshi S. D., Joshi Ph. D. Horizontal well technology. Technologies international, Inc. – Tulsa, OK, USA, 1990.

Сведения об авторах Information about the authors Гильфанов Эдуард Фуатович, заведующий лабора- Gilfanov E. F., Head of the Laboratory of Methodolog- торией методического сопровождения технологии ical Support of Well Test and Interpretation Technology, гидродинамических исследований и интерпретации, Branch of OOO «-Engineering» «KogalymNIPI- филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИ- neft» in Tyumen, phone: 89123947564, нефть» в г. Тюмени, тел. 89123947564, e-mail: geo- e-mail: [email protected] [email protected] Ягафаров Алик Каюмович, д. г.-м. н., профессор, Yagafarov A. K., Doctor of Geology and Mineralogy, академик РАЕН, Тюменский индустриальный универси- Professor, Academician of the Russian Academy of Natural тет, г. Тюмень Sciences, Industrial University of Tyumen ______

УДК 622.276.3 ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН WELL TESTING HORIZONTALGAS-CONDENSATE WELLS

М. Л. Карнаухов, О. Н. Павельева M. L. Karnaukhov, О. N. Pavelyeva

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: газоконденсатный пласт; гидродинамические исследования (ГДИ); кривые снижения и восстановления давления (КСД и КВД) Key words: gas-condensate reservoir; well testing (WT);drawdown curves and pressure build-upcurves (DDC, BBC)

Гидродинамические исследования горизонтальных газоконденсатных скважин существенно отличаются от стандартных исследований нефтяных и газовых сква- жин. Интерпретация результатов ГДИ необходима для выявления важнейших дан- ных для проектирования разработки и применения методов оптимизации дебитов, учитывая особенности ближних и удаленных зон дренирования скважин. В данной работе с помощью ГИС выявлены геолого-технические критерии эффективного внедрения горизонтальных скважин для разработки газоконденсатных скважин в Западной Сибири. Особенности гидродинамических исследований покажем на примере испыта- ния горизонтальной скв. 1, пробуренной на одном из газоконденсатных месторож- дений Уренгоя. В таблице приведены данные о режимах исследования в остановленной сква- жине (КВД), где отработка скважины на каждом режиме велась в течение 2,5–41 часов при дебитах газа от 0 до 375,9 тыс. м3/сут и диаметрах штуцера 10,1–15,9 мм.

56 Нефть и газ № 3, 2017 Исходные данные по результатам исследования скважины

Номер Диаметр Дебит смеси, Коэффициент Время, Давление, Температура, режима штуцера, Q, сверхсжи- 3 Т, час Рз, ат t, °C исследования dшт, мм тыс. м /сут маемости, zз 1 15,9 375,91 7 161,93 74,6 0,875 2 14,1 329,74 7 168,04 75,0 0,875 3 12,2 298,01 15 187,83 77,3 0,882 4 10,1 249,81 6,5 207,10 78,8 0,890 5 10,1 237,8 2,5 199,35 77,75 0,888 6 КВД 0 41 300,70 81,64 –

Исследование скважины проводилось с отработкой на нескольких режимах от- бора жидкости из пласта и записью КВД. Произведены замеры дебитов и депрес- сий на пяти режимах (точки замеров показаны на графике, рис. 1).

Рис. 1. Графики давления, температуры и дебита при различных режимах исследования на штуцерах диаметром: Q1 — d = 15,9 мм; Q2 — d =14,1 мм; Q3 — d = 12,2 мм; Q4 — d = 10,1 мм; Q5 – d = 10,1 мм; Q6 — КВД

№ 3, 2017 Нефть и газ 57 0 Показаны диаграммы давления Pзаб, Рзат и Руст и температуры t, C (см. рис. 1), записанные в процессе исследования скважины, а также приведен график дебитов Qi при каждом режиме исследования.

Рис. 2. Обработка результатов замеров при исследовании на режимах с построением индикаторной кривой (ИК): 2 2 (Рпл – Рзаб ), Q

На рисунке 2 представлены результаты обработки данных замеров при иссле- довании на режимах. На графике построена индикаторная кривая (ИК)

2 2 2 ∆(Р )= (Рпл − Рзаб ), (1)

где Рпл, Рзаб — пластовое и забойное давления; Q — дебит. По графикам ИК получена кривая, характеризующая несущественное наруше- ние закона фильтрации — близка к линейной функции, поэтому допустимо опре- делить параметры продуктивности, проницаемости и гидропроводности (см. рис. 2). Рассчитаем продуктивность пласта по формуле (2)

Q η = , (2) ∆P

тыс.м3 200 сут тыс.м3 / сут η = = 1,05 , 190ат ат

где Q = 200 тыс. м3/сут; ΔP = 190 ат. Рассчитаем гидропроводность пласта по формуле (3)  r   lg k  kh z3 ⋅ Tпл ⋅ P0 3  1 r1  = 0,366 ⋅η ⋅ ⋅ ⋅  + , (3) µ Pпл ⋅ Tу 2 2,3 π    

kh м3 0,888 ⋅ 350,750 К ⋅1ат ⋅ 0,842 Д ⋅ см = 0,366 ⋅1,05 ⋅103 ⋅ = 13,01 , 0 µ ат 86400с ⋅ 293 К ⋅ 306ат сП

где rк, rc — радиус контура питания и скважины; zз — коэффициент сверхсжимае- мости для забойных условий: Р0 = 1 ат; Тпл и Ту — температура на забое и на устье; 0 z3 = 0,888, Т = 77,75 С; Рпл = 306 ат.

58 Нефть и газ № 3, 2017 Кривая восстановления давления построена на графике в полулогарифмиче- ских координатах Хорнера (рис. 3) в соответствии с данными по КВД (см. рис. 2).

Рис. 3. Кривая восстановления давления — график Хорнера

На КВД можно выделить три сформировавшихся прямолинейных участка: i1 = 14 ат/лц, i2 = 6 ат/лц, i3 = 26 ат/лц. Наиболее продолжительный прямолинейный участок, имеющий наклон i2 = 6 ат/лц, лучше всего характеризует свойства пласта. Однако, поскольку основной вид течения приходится на зону плоскопараллельного течения, то параметры пласта лучше определять по зависимостям для этого вида потока, то есть по формуле

µ ⋅ z ⋅(Рзаб )⋅ Р0 ⋅Тзаб Р = Pпл − qср ⋅ ⋅( Т + t − t ). . (4) k ⋅ h ⋅ Рзаб ⋅Т0

Исходя из этого уравнения, рассчитана гидропроводность пласта для выделен- ного прямолинейного участка КВД на графике (см. рис. 3) с наклоном i = 15 ат/лц

м3 283,8⋅103 ⋅350,750 К ⋅1ат ⋅0,888 kh qср ⋅ z(Рзаб )⋅ Р0 ⋅Тзаб Д ⋅см = = ат = 87,9 , µ i ⋅ Р ⋅Т ат 0 сП заб 0 15 86400с⋅ 293 К ⋅306ат ц

0 где zз = 0,888; Ту = 273 + 20 = 293 К.

Таким образом, по ИК гидропроводность равна

kh Д ⋅ см kh Д ⋅ см = 13,01 , а по КВД = 87,9 , то есть в 6,75 раз выше. µ сП µ сП

№ 3, 2017 Нефть и газ 59 Условный скин-эффект определяем, исходя из КВД на графике Хорнера (см. рис. 3).  P − P  S = 1,151⋅ пл 6 , (5)  6   306 − 200  S = 1,151⋅   = 17,7.  6  Высокий скин-эффект и наличие излома на КВД свидетельствуют о том, что снижение проницаемости в ПЗП, по-видимому, связано с выпадением конденсата. На рисунке 4 приведен стандартный диагностический график производной давления. Этот график исполняет роль диагностических кривых, по которым оп- ределяются виды потоков. Горизонтальная часть КВД на графике производной давления свидетельствуют о том, что процесс радиального течения достигнут, хо- тя, как видно из графиков в координатах (см. рис. 4), радиальное течение наступи- ло намного позднее. Отсюда следует, что стандартные диагностические графики неверно идентифицируют процесс работы пласта с горизонтальными стволами скважин.

Рис. 4. Диагностический график производной давления

Создание программ построения теоретических (или эталонных) кривых позво- ляет непосредственно осуществлять подгонку эталонных (рассчитанных на ком- пьютере) кривых к известным фактическим кривым, полученным на скважинах. Данная методика сравнения кривой при промысловых замерах с эталонными кри- выми дает более точные результаты определения параметров пласта. Поскольку же мы имеем дело не с загрязнением пласта, а с выпадением конденсата, снижаю- щего сопротивление в ПЗП, очевидно, устранение такого скин-эффекта может быть достигнуто регулированием депрессии на пласт. Таким образом, наличие трех прямолинейных участков на графике Хорнера свидетельствует о том, что основное течение в период закрытия скважины на КВД происходило в зоне плоскопараллельного течения. Фиксирование последнего уча- стка КВД свидетельствует о проявлении радиального течения в дальней зоне. Практически через весь 150-метровый ствол происходило поступление жидкости в скважину. Затруднительно определить проницаемость пласта из-за отсутствия данных о толщине пласта — не вскрыта бурением подошва пласта.

60 Нефть и газ № 3, 2017 Гидропроводность пласта по ИК существенно ниже, чем по КВД, что свиде- тельствует о низких сопротивлениях потока в ПЗП. Высокий скин-эффект под- тверждает существование низкопроницаемой ПЗП. Снижение проницаемости в ПЗП связано выпадением конденсата в ближайшей зоне у горизонтального ствола.

Сведения об авторах Information about the authors Карнаухов Михаил Львович, д. т. н., профессор ка- Karnaukhov M. L., Doctor of Engineering, Professor at федры моделированиz и управления процессами нефте- the Department of Modelling and Control of Processes of oil добычи, Тюменский индустриальный университет, production, Industrial University of Tyumen, phone: г. Тюмень, тел. 89222677181, e-mail: [email protected] 89222677181, e-mail: [email protected] Павельева Ольга Николаевна, магистрант кафед- Pavelyeva O. N., Master's Student of the Department of ры разработки нефтяных и газовых месторождений, «Development and Exploration of Oil and Gas Fields», Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Industrial University of Tyumen, phone: 89829455402, e- тел. 89829455402, e-mail: [email protected] mail: [email protected] ______

УДК 622.243 АСПЕКТЫ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН ASPECTS OF OPTIMIZATION OF DRILLING DIRECTIONAL WELLS

В. Г. Кузнецов, Е. Г. Гречин, Д. А. Никифоров, E. H. Савин V. G. Kuznetsov, Е. G. Grechin, D. A. Nikiforov, E. N. Savin

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: бурение; скважина; наклонно направленная скважина; горизонтальная скважина; давление; режим бурения; долото Key words: drilling; well; directional well; horizontal well; pressure; drilling mode; bit

Оптимизация процесса бурения скважины — это комплекс мероприятий, на- правленных на получение наилучших технико-экономических показателей при данных условиях бурения. Такими основными показателями являются механиче- ская, рейсовая и коммерческая скорости бурения, проходка на долото, себестои- мость одного метра проходки скважины. Анализ опубликованных научных работ, посвященных оптимизации процесса бурения, позволяет обозначить следующие проблемы: • основные теории и методы оптимизации были разработаны в 40–80-е гг. прошлого века, когда еще не было способов получения и обработки геолого- технологической информации с буровой, моделирования технологических процес- сов с использованием вычислительной техники и специализированного программ- ного обеспечения; • в научных работах доминирует дифференцированный подход, основанный на оптимизации отдельных элементов технологического процесса бурения: работы шарошечного долота, гидравлических режимов промывочной жидкости, вибраций бурильной колонны и др.; • структурные изменения, произошедшие в нефтяной промышленности в по- следние десятилетия, существенно изменили подходы к решению проблем опти- мизации. Оптимизация процесса бурения скважины начинается на стадии проектирова- ния ее строительства. В России, в соответствии с действующими нормативно- регламентирующими документами, проектная документация на строительство скважины разрабатывается на основе задания на проектирование. Выбор решения (конструкция скважины, способ бурения, параметры раствора и др.) начинается на этапе предпроектных работ. На этой стадии проектировщиком и службами заказ-

№ 3, 2017 Нефть и газ 61 чика строительства скважины используется экспертный метод (по П. Ф. Осипову), основанный на анализе геологических и геофизических исследований, накоплен- ного опыта бурения скважин на месторождении. Следующим этапом является составление проекта на строительство скважины с учетом требований нормативных документов [1, 2]. В 90-е и 2000-е гг. значительно увеличился объем разделов проектной доку- ментации, связанных с организацией производства, экологией, охраной труда и техникой безопасности. В проект закладываются типовые технико- технологические решения для данного геологического разреза. Как правило, дан- ные решения имеют значительный потенциал для улучшения и оптимизации про- цесса бурения скважины. Неизменными остаются технико-технологические реше- ния, влияющие на безопасность и надежность работ, например, глубина спуска обсадных колонн, давления опрессовки колонн, плотности бурового раствора, вы- сота подъема цемента при креплении и др. Анализируя нормативно-регламентирующую документацию, можно отметить, что вопросы оптимизации процесса бурения в данных документах не отражаются в необходимом объеме. За последние тридцать лет появились новые разделы (ор- ганизация строительства скважины, промышленная и экологическая безопасность, природопользование), которые не направлены на стимулирование повышения ка- чества и эффективности самого процесса строительства скважины, поиск и выбор оптимальных технико-технологических решений, исходя из фактических горно- геологических условий. Анализ развития зарубежных нефтедобывающих и сервисных компаний пока- зывает, что с 2000-х гг. активно создаются центры поддержки технологических операций (ЦПО), их основная задача — повышение качества, эффективности пре- доставляемых услуг. Работа ЦПО базируется на получении, анализе и обработке технико-технологической и геолого-геофизической информации, специализиро- ванном программном обеспечении, широкополосных каналах связи с буровой. В составе ЦПО ключевую роль выполняют инженеры по оптимизации бурения. Данные центры есть у следующих иностранных компаний: Schlumberger, Hallibur- ton, British Petroleum, StatoilHydro, ConocoPhilips, , YPF. В 2007–2015 гг. центры поддержки технологических операций создаются в следующих российских компаниях: ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Лукойл», ОАО «Оренбургнефть» ТНК-ВР. Основные программные средства, используемые в российских центрах сопровождения бурения: Petris Technology, Inc. «Petris Drill- Net», Schlumberger «The Drilling Office», «Landmark Well Plan Suite», «Бурсофтпроект «Проектирование скважин», НПО «Бурение», ОАО «НК «Рос- нефть» ИПС «Контроль и управление строительством скважин», ООО «Петровай- зер» «Удаленный мониторинг бурения», ООО «НВП Модем». В отличие от зарубежных центров поддержки операций российские центры не уделяют должное внимание вопросам оптимизации процесса бурения. Акценты смещены на геологическое сопровождение и моделирование геологических разре- зов, поддержку работы операторов станций ГТИ, технологическое сопровождение отдельных работ, таких как бурение горизонтальных участков и боковых стволов. Известно, что основное преимущество скважин с горизонтальным окончанием над вертикальными — более высокая их производительность за счет большей площади дренирования продуктивного пласта. Однако механическая скорость при бурении горизонтального участка значительно ниже, чем при бурении вертикаль- ном. Это обусловлено большим коэффициентом трения в горизонтальном участке. В связи с этим одной из актуальных задач при бурении нефтяных скважин с длин- ными горизонтальными участками является уменьшение сил трения бурильной колонны о стенки скважины. Успешность проводки горизонтального участка во многом определяется рационально подобранной компоновкой низа бурильной ко-

62 Нефть и газ № 3, 2017 лонны. Один из доминирующих факторов, влияющий на коэффициент трения — контакт соприкасающихся шероховатых поверхностей, характеризующийся пло- щадью контакта, силами нормального давления между контактирующими высту- пами микронеровностей и сближением поверхностей (относительно номинальных поверхностей контакта) под воздействием нормальных нагрузок. Зарубежный и отечественный опыт показывает, что применение промывочных жидкостей с улучшенными антифрикционными свойствами оказывает положительное влияние на работоспособность долот, следовательно, влияет на техникоэкономические по- казатели бурения. Химические методы базируются на применении промывочных жидкостей с улучшенными противоприхватными свойствами, достигаемыми вводом в них сма- зочных добавок. К механическим методам относятся технические устройства, включаемые в компоновку низа бурильной колонны: осцилляторы, вибродемпфе- ры, вибраторы и т. д. Предопределяющие предельную глубину бурения горизон- тального интервала ствола коэффициенты трения и, соответственно, силы сопро- тивления продольному перемещению и вращению бурильной колонны в скважине возрастают в результате [3, 4]: • сдирания глинистой корки со стенок скважины соединительными замками бурильных труб при продольном перемещении колонны; • увеличения площади трения замков с глинистой коркой и, соответственно, момента сопротивления вращению бурильной колонны; • роста сил и моментов сопротивления продольному перемещению и враще- нию колонны в интервалах скважины с пористыми породами, за счет дополни- тельного увеличения сил прижатия колонны к стенкам ствола от влияния перепада давления в скважине и пористой среде пласта. В то же время силы и моменты сопротивления уменьшаются: • при спускоподъемных операциях (СПО), за счет уменьшения коэффициента трения при продольном перемещении колонны (при вращении картина уменьше- ния идентична) по сравнению с коэффициентом трения покоя (фиксируется визу- ально по наземному индикатору веса ГИВ в процессе спуска и подъема колонны на длину одной свечи); • за счет виброперемещений, создаваемых породоразрушающим инструмен- том (наиболее заметно от так называемых грунтовых автоколебаний долота — при ухабообразном забое скважины), и от отдельных видов автоколебаний, возникаю- щих в системе «бурильная колонна — скважина» (фиксируются визуально, по ГИВ); • в результате снижения коэффициентов трения при вынужденных продоль- ных колебаниях, создаваемых специальными гидромеханическими вибраторами, устанавливаемыми в расчетных местах колонны труб в скважине. Приведенные причины изменения сил и моментов сопротивления продольному перемещению и вращению колонны в скважине до настоящего времени, несмотря на очевидность, остаются малоисследованными. Рассмотрим некоторые из них. Коэффициент трения при наличии продольных виброперемещений может быть представлен в виде [5]

µ = µ0 −α ⋅V − β ⋅W ,

где μ0 — коэффициент трения покоя; V и W — соответственно скорость и ускорение продольного перемещения рассматриваемого участка колонны. К сожалению, для бурильных колонн величины и до настоящего времени не определены. Практически отсутствует и решение задачи влияния основных пара- метров продольных виброперемещений на изменение коэффициентов трения.

№ 3, 2017 Нефть и газ 63 В то же время с развитием бурения горизонтальных скважин, боковых ответв- лений стволов (БОС), скважин с длинными горизонтальными участками и скважин с большим отклонением от вертикали обостряется проблема создания минимально требуемой осевой нагрузки на забой и проведения ряда внутрискважинных работ [6]. В наибольшей мере эта проблема проявляется при использовании гибких ко- лонн труб, для которых применение только наземного усилителя осевой нагрузки при достижении какого-то критического значения, из-за потерь на трение, стано- вится малоэффективным. Такие факторы, как профиль скважины, использование жестких компоновок, большая площадь контакта бурильного инструмента со стенками скважины и не- качественный буровой раствор приводят к серьезным проблемам (повышенный крутящий момент, большой вес инструмента при подъеме, сложность в ориенти- ровании компоновки, высокая вероятность прихватов, складывание и износ бу- рильного инструмента, неполный вынос шлама и др.) [3, 4]. Возникают определенные сложности организационного характера для измене- ния профиля скважины, КНБК и бурового раствора. А вот площадь контакта бу- рильного инструмента со стенками скважины можно изменить благодаря исполь- зованию специального инструмента. В настоящее время разработан роликовый переводник, который представляет собой оборудование, снижающее скручивающие и осевые нагрузки на долото [7]. Это комплексная система по снижению механического трения, действующая независимо от бурового раствора. Данный тип инструмента используется в сква- жинах с большими отходами от вертикали, где основной задачей является сниже- ние скручивающих и осевых нагрузок, износа обсадной трубы, износа бурильных замков и прихвата бурильной колонны, с одновременным повышением контроля направления бурения, скорости бурения и промывки ствола. Данная система представляет собой переводник с опорной муфтой [4], разрабо- танный как неотъемлемая часть бурильной колонны в полном соответствии прак- тическим требованиям API 7G, и по прочности не уступает применяемому при бурении инструменту [7, 8]. Опорная муфта снижает скручивающие нагрузки пу- тем использования полимерных вкладышей с меньшим коэффициентом трения. Шесть групп спаренных роликов из термообработанного материала располо- жены на двух уровнях и смещены относительно друг друга на 60 0. Существует шесть типоразмеров роликовых переводников. Для работы с конструкцией сква- жин Западной Сибири подходит несколько моделей. Модель 5 000 может использоваться совместно со 127-мм инструментом при бурении под 178-мм обсадную колонну. Также с учетом имеющегося бурового инструмента возможно применение 101,6-мм и 88,9-мм переводников для бурения горизонтальных участков. Остановимся на последнем типоразмере как на самом оптимальном. Рассмотрим расчет нагрузок для бурения горизонтального участка уже пробу- ренной скважины Правдинского месторождения с использованием роликовых пе- реводников. Данное оборудование устанавливается в интервале 2 875–4 325 м, как в обса- женном стволе, так и в открытом, в количестве 58 штук с шагом в 25 м. Такой выбор обусловлен тем, что в интервале обсаженного ствола профиль скважины имеет разворот по азимутальному углу на 1500, а также рост зенитного угла с 350 до 830. Что касается интервала открытого ствола, то установка в нем 38 переводников объясняется несколькими причинами, а именно: • снижением механического трения бурильного инструмента; • центровкой бурильной колонны для лучшей очистки ствола и максимально- го выноса шлама.

64 Нефть и газ № 3, 2017 Так как данная скважина уже пробурена, то у нас имеется вся необходимая ин- формация для анализа. Расчет нагрузок, как и под- бор оптимального количества переводников производился в программе WELLPLAN. В процессе расчета были полу- чены следующие результаты (рисунок): • вес на подъем снижен на 32 % со 115 до 78 т; • крутящий момент при бурении снижен на 45 % с 29 до 16 кНм. Данные показатели характе- ризуются тем, что коэффициент трения снижен более чем на 30 %. Снижение данных значений позволяет провести анализ в распределении времени за цикл

бурения одной свечи, который Рисунок. Снижение крутящего момента составляет 3 ч (из расчета 5 и веса при подъеме дней бурения горизонтального участка длиной 1 000 м). Количественный результат выражается экономической эффективностью при- меняемого оборудования. Сокращая время проходки на 3,4 ч за каждые 100 м бурения горизонтально участка, экономический эффект за 1 год составит более 30 млн рублей с учетом стоимости роликовых переводников.

Список литературы 1. Hossain M. E., Al-Majed A. A. Fundamentals of Sustainable Drilling Engineering. John Wiley & Sons, Inc. Hobo- ken, New Jersey, and Scrivener Publishing LLC, Salem, Massachusetts, 2015. – 755 p. 2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101 (ред. от 01.12.2016). 3. Заливин В. Г. Аварии при бурении нефтегазовых скважин. – Иркутск: ИРНИТУ, 2015. – 278 с. 4. Моделирование процессов строительства скважин: учеб. пособие для вузов / В. Г. Кузнецов [и др.]. – Тю- мень: Экспресс, 2012. – 224 с. 5. Бабаян Э. В., Черненко А. В. Инженерные расчеты при бурении. – Вологда: Инфра-Инженерия, 2016. – 440 с. 6. Технология применения горизонтальных газовых скважин: учеб. пособие / З. С. Алиев [и др.]. – М.: Изда- тельский центр РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2015. – 156 с. 7. Wilson C. Chin, Yinao Su, Lirain Sheng, Lin Li, Hailong Bian, Rong Shi. Measurement While Drilling (MWD) Sig- nal Analysis, Optimization and Design. John Wiley & Sons, Inc. Hoboken, New Jersey, and Scrivener Publishing LLC, Salem, Massachusetts., 2014. – 358 p. 8. ОТС 18975. Ch. Alvord, B. Noel, L. Galiunas, V. Johnson, R. Handley, K. Holtzman, S. Pulley, J. Dennis, L. Smith. RSS application from onshore extended-reach-developmen- twells shows higher offshore potential. Paper presented at the 2007 Offshore Technology Conference held in Houston, Texas, U.S.A., 30 April—3 May, 2007, pp. K12.

Сведения об авторах Information about the authors Кузнецов Владимир Григорьевич, д. т. н., профес- Kuznetsov V. G., Doctor of Engineering, Professor at сор кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, the Department of Oil and Gas Wells Drilling, Industrial Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, University of Tyumen, phone: 8(3452)390393, e-mail: bure- тел. 8(3452)390393, e-mail: [email protected] [email protected] Гречин Евгений Глебович, д. т. н., профессор ка- Grechin Е. G., Doctor of Engineering, Professor at the федры прикладной механики, Тюменский индустриаль- Department of Applied Mechanics, Industrial University of ный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)283378 Tyumen, phone: 8(3452)283378 Никифоров Даниил Александрович, магистрант, Nikiforov D. A., Master’s Student, Industrial University Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, of Tyumen, phone: 8(3452)390393, e-mail: bure- тел. 8(3452)390393, e-mail: [email protected] [email protected] Савин Евгений Николаевич, ведущий инженер НФ Savin E. N., Leading Engineer at NF OOO ООО «РН-Бурение», тел. 89125360637 «RN-Burenie», phone: 89125360637

№ 3, 2017 Нефть и газ 65 УДК 622.276.63 О НЕОБХОДИМОСТИ ПЛАНИРОВАНИЯ ПРОВЕДЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СОЛЯНО-КИСЛОТНЫХ РАСТВОРОВ В РЕЖИМЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ ON THE DEMAND OF PLANNING THE IMPLEMENTATION OF MEASURES FOR PRODUCTION STIMULATION BY APPLYING HYDROCHLORIC ACID SOLUTION IN THE REAL TIME MODE

В. В. Мухаметшин V. V. Mukhametshin

Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа

Ключевые слова: фактор времени; соляно-кислотные растворы; технология воздействия на ПЗП Key words: time factor; hydrochloric acid solution; bottom hole zone treatment technology

Обзор результатов многочисленных исследований, посвященных анализу эф- фективности воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) с использованием соляно-кислотных растворов, показывает, что эффективность данного метода оп- ределяется тремя крупными группами параметров, которые отражают геолого- физические и физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов; технологические особенности работы скважин и залежей; технологию воздейст- вия. Значительное влияние на эффективность воздействия оказывает вторая группа параметров, среди которых: значения времени с момента пуска скважин в эксплуа- тацию до момента проведения воздействия, обводненность продукции скважин, накопленная добыча нефти и ее отношение к извлекаемым запасам, текущее пла- стовое давление и его относительное снижение к начальному, дебит скважин на момент обработки. Эта группа характеризует собой фактор времени. С течением времени эффективность воздействия значительно снижается, что связано с ростом обводненности продукции скважин, снижением пластового дав- ления и выработкой запасов нефти [1–4], хотя в отдельных случаях [5] четкая за- висимость эффективности операций от продолжительности эксплуатации скважин не прослеживается. По-видимому, это связано с наложением влияния других фак- торов. Определенным образом влияет на эффективность соляно-кислотных обработок (СКО) обводненность добываемой продукции. Так, в работах [6–8] отмечается, что при проведении как обычных, так и пенокислотных обработок эффективность их значительно снижается при обводненности более 50 %. В условиях карбонатных залежей Татарстана обычные соляно-кислотные обра- ботки дают наибольший эффект в скважинах, обводненность которых до ОПЗ не превышает 20 %, а при создании забойных каверн — где обводненность не пре- вышает 40 % [9]. По залежам Белоруссии высокая эффективность СКО наблюдается при обвод- ненности продукции до18 %. При ее дальнейшем росте относительное количество успешных операций существенно снижается, и при обводненности свыше 80 % успешность составляет лишь 28 %. По мере выработки пласта эффективность воздействия снижается [10–12]. Так, в работе [9] получены результаты, показывающие, что при создании каверн- накопителей желательно, чтобы удельная суммарная добыча нефти по скважинам не превышала 200 т/м, хотя в отдельных случаях, особенно в начальный период

66 Нефть и газ № 3, 2017 разработки, с ростом накопленной добычи отмечается некоторое увеличение эф- фекта. При снижении пластового давления в процессе разработки залежей на режиме истощения условия эффективного применения соляно-кислотных обработок зна- чительно ухудшаются. Это связано с отрицательным влиянием на приток нефти продуктов реакции, для удаления которых из пор призабойной зоны имеющейся пластовой энергии недостаточно. Отмечается также снижение эффекта по скважи- нам, эксплуатирующим зоны пласта, где давление снизилось ниже давления на- сыщения нефти газом [13, 14]. Как показывает практика, не существует единого мнения [15–17] относительно влияния дебита скважин на момент обработки на эффективность СКО. Например, в работе М. А. Салимова [17] показано, что для первых двух обработок эффект выше по скважинам, имеющим больший дебит на момент обработки. В статье Р. Ш. Рахимкулова, М. Н. Галлямова [5] формулируется вывод, что эффект выше по скважинам, дебит которых долгое время оставался постоянным или повышался. В отдельных работах указываются интервалы эффективного применения воздей- ствия СКО. Однако, несмотря на то, что фактор времени весьма значительно влияет на эф- фективность воздействия на ПЗП: • планирование мероприятий зачастую ведется не в режиме реального време- ни; • не всегда в достаточной мере учитываются роль и влияние фактора времени на эффективность выбора методов воздействия, скважин и технологий при прове- дении мероприятий по интенсификации добычи нефти и снижению обводненности продукции; • редко учитываются степень и характер влияния фактора времени на различ- ные показатели эффективности при использовании метода аналогий; • слабо учитывается различное влияние фактора времени на прогноз эффек- тивности в различных геолого-физических условиях залежей [18]. В большей мере это касается залежей васюганской свиты в терригенных кол- лекторах Северо-Вартовской моноклинали с трудноизвлекаемыми запасами нефти, где интенсивно применялось воздействие на ПЗП с использованием соляной ки- слоты, предотвращающей эмульсиообразование (КСПЭО), и модифицирующих добавок к ней [19]. С целью повышения эффективности планирования воздействия с использова- нием этой технологии в режиме реального времени, с учетом фактора времени было проведено промысловое обобщение опыта проведения этого вида интенси- фикации добычи нефти с построением моделей и их анализом. В качестве функций отклика использовались абсолютный (Э1) и относительный (Э2) прирост дебита нефти, абсолютное (Э3) и относительное (Э4) снижение обвод- ненности продукции, общий прирост добычи за время эффекта (Э5), комплексный параметр эффективности (Э6) [20]. В качестве независимых переменных использовались параметры, характери- зующие геолого-физические свойства пластов в скважине, фактор времени, техно- логию воздействия. Геолого-физические свойства пластов в скважине. Толщина пласта общая (Hобщ, м), эффективная (Hэ, м), эффективная нефтена- сыщенная (Hэн, м), песчанистость (Кп), расчлененность (Кр), пористость открытая -3 2 (m), нефтенасыщенность (Кн); коэффициенты проницаемости (Кпрон, 10 мкм ), собственной поляризации (αсп); отсчеты в пласте по БК (МБК, Ом·м), амплитуды ПС (АПС, Ом·м), по ГЗ1 (А0.4М0.1N) (A0.4, Ом∙м), по ГЗ2 (А1.0М0.1N) (A1.0, Ом∙м), по ГЗ3 (А2.0 М0.5N) (A2.0, Ом∙м), по ГЗ4 (А4.0М0.5N) (A4.0, Ом∙м), по ПЗ (А0.5М6.0N) (A0.5, Ом∙м), гамма-каротажа ( , мкр/ч), большого зонда ННКт

𝛾𝛾 № 3, 2017 Нефть и газ 67 (β ННКТ), малого зонда ННКТ (β ННКТ), индукционного зонда (βИЗ, сим); удельное

электрическое сопротивление зонда по ИК (ρИК, Ом∙м), по БК (ρБК, Ом∙м), по ком- ′ ′′ плексу зондов электрокаротажа (Aкомп, Ом∙м), зоны проникновения по комплексу зондов электрокаротажа ( , Ом∙м), отношение диаметра зоны проникновения фильтрата промывочной жидкостизп к диаметру скважины (dЗП / dC). Использовались комп значения параметров как А в целом по разрезу (Xi), так и по перфорированной его

части ( i ). Фактор времени, включающий технологические параметры работы скважин и залежей:𝑋𝑋 время (t, мес), максимальный дебит нефти (QHmax, т/мес) с начала экс- плуатации скважины до момента проведения воздействия; дебит (QH1, т/мес), об- водненность (f1, %), накопленная добыча нефти (Qнак, т) на момент проведения воздействия; начальный дебит нефти (Qнач, т/мес). Технология воздействия: расход 22 %-й соляной кислоты (HCl, т); расход мо- дификаторов и борфтористоводородной кислоты [МК-В(К), т], объем закачанного раствора (V, м3), кратность обработок (N). С помощью многомерного регрессионного анализа получены модели зависи- мости функций отклика от рассматриваемых параметров в трех вариантах: 1) при использовании всего комплекса параметров; 2) без использования параметров, характеризующих фактор времени; 3) при использовании параметров, характеризующих фактор времени и техно- логию воздействия. Из анализа моделей (табл. 1–3) значений множественных коэффициентов кор- реляций (R) и данных о проценте вклада параметров, вошедших в модели, в об- щую изменчивость параметров эффективности (табл. 4), следует, что влияние па- раметров, характеризующих фактор времени, существеннее по сравнению с пара- метрами, характеризующими особенности геологического строения пластов. При использовании всего комплекса параметров (вариант 1), а средний процент их вклада составляет 52. При отсутствии параметров, характеризующих геологию (вариант 2) процент снижается до 41. При отсутствии параметров, характеризую- щих фактор времени (вариант 3) процент снижается до 31. Необходимо добавить, что проведенные ранее аналогичные исследования с ис- пользованием в тех же геолого-промысловых условиях закачки кислотных соста- вов с добавлением состава Алдинол-20 [21] показали иную картину. Влияние па- раметров, характеризующих геолого-физические свойства пластов, более сущест- венно, чем влияние параметров, характеризующих фактор времени. Однако при этом влияние фактора времени остается весьма существенным, как и в случае с использованием КСПЭО (см. табл. 4). Относительно высокие значения множественных коэффициентов корреляции по- зволяют предложить полученные модели для прогноза эффективности воздействия, скважин и технологий в условиях залежей идентификационного ряда на стадии вво- да залежей в разработку (вариант 3) и в случае отсутствия представительного геоло- го-геофизического материала (вариант 2). Необходимо также отметить, что роль фактора времени при оценке различных показателей эффективности различна.

Таблица 1

Модели прогноза эффективности применения КСПЭО (вариант 1)

Э1 = 282,032 – 112,468Кп + 8,373Кр+ 4,633АПС – 6,746Нэн + 14,533Кп – 349,155m –

– 68,856αсп + 12,293ρИК – 4,138А0,4 + 149,33dзп/dс + 12,87β'ННКТ + 0,007Qнак – 0,485t � � � + + 0,042Qmax – 1,602f1 – 0,581QН1 – 12,94HCl – 110,184V + 52,81N – 39,924V/Нэн + � � � + 1157,887МК� -В(К) –� 234,295HCl/V + 282,976HCl/Нэн – 5607,338МК-В(К)/V – � – 1110,68МК-В(К)/Нэн (R = 0,714) � �

68 Нефть и газ № 3, 2017 Продолжение таблицы 1

Э2 = 42,565 – 9,616Кп – 1,997Кр – 0,349АПС – 0,443Нэн – 3,803Кп + 79,773m + 1,191αсп +

+ 0,759ρИК – 1,688А0,4 – 17,395dзп/dс – 3,275β'ННКТ – 0,001Qнак + 0,018t + 0,003Qmax – � � � � – 0,467f1 – 0,028QН1 + 5,656HCl + 8,59V + 4,438N – 1,575V/Нэн – 110,976МК-В(К) + � � � + 16,592�HCl/V–15,173HCl/Нэн + 676,27МК-В(К)/V + 37,919МК-В(К)/Нэн (R = 0,666) � Э3 = 390,774 – 40,495К + 1,473К + 1,701А – 1,188Н + 0,758К – 606,928m – п �р ПС эн п � – 74,817αсп + 1,265ρИК – 2,413А0,4 + 10,463dзп/dс + 1,938β'ННКТ + 0,002Qнак – 0,257t + � � � + 0,02Qmax + 0,296f1 – 0,136QН1 – 12,94HCl – 56,913V + 32,37N – 2,697V/Нэн + � � � +624,804МК� -В(К) –� 64,984HCl/V + 144,686HCl/Нэн – 2883,951МК-В(К)/V – � – 703,162МК-В(К)/Нэн (R = 0,732) � Э4 = 1692,192 – 674,811К + 50,238К + 27,796А – 40,475Н + 87,199К – 2094,93m – �п р ПС эн п – 413,138αсп + 73,759ρИК – 24,828А0,4 + 895,981dзп/dс + 77,222β'ННКТ + 0,039Qнак – � � � – 2,908t + 0,254Qmax – 9,614f1 – 3,487QН1 – 77,638HCl – 661,106V + 316,859N – � � � – 239,546V� /Нэн + 6947,321МК� -В(К) – 1405,772HCl/V + 1697,856HCl/Нэн – – 33644,026МК-В(К)/V – 6664,082МК-В(К)/Нэн (R = 0,714) � � Э5 = 336,536 – 156,553К – 9,289К – 0,364А – 4,792Н – 28,292К + 1322,526m – п р ПС � эн п – 122,53αсп + 12,068ρИК – 6,794А0,4 + 9,822dзп/dс – 14,039β'ННКТ – 0,002Qнак + 0,003t + � � � +0,056Qmax – 3,659f1 – 0,13QН1 + 91,917HCl – 50,348V + 47,276N + 110,134V/Нэн + � � � +83,745МК� -В(К) – 319,119� HCl/V – 159,007HCl/Нэн + 628,325МК-В(К)/V – � – 563,851МК-В(К)/Нэн (R = 0,750) � Э6 = 48,697 + 6,787К + 0,49К + 0,034А + 0,718Н – 1,436К – 61,706m – 6,067α – п � р ПС эн п сп – 0,442ρИК + 0,096А0,4 + 0,096dзп/dс + 0,897β'ННКТ – 0,034t – 0,004Qmax + 0,166f1 – � � � � – 0,002QН1 – 1,24HCl – 5,9V – 0,407N + 0,807V/Нэн + 61,902МК-В(К) – � � � 19,433HCl� /V+ 13,491HCl/Нэн – 326,073МК-В(К)/V– 62,943МК-В(К)/Нэн (R = 0,760) � � � Таблица 2

Модели прогноза эффективности применения КСПЭО (вариант 2)

Э1 = 135,258 – 50,362Кп + 0,66Кр + 2,464АПС + 19,236Нэн – 100,214Кп + 335,695m –

– 215,091αсп + 15,047ρИК – 4,811А0,4 + 192,54dзп/dс + 14,398β'ННКТ – 1,807HCl – � � � – 106,205V + 44,039N – 36,046V/Нэн + 1003,897МК-В(К) – 322,976HCl/V + � � � + 253,506�HCl/Нэн – 5687,843МК� -В(К)/V – 582,092МК-В(К)/Нэн (R = 0,514) � Э2 = 48,323 – 16,565К – 2,018К – 0,329А – 1,076Н + 5,459К + 60,612m – 7,414α – � п р ПС эн п� сп – 0,658ρИК – 1,218А0,4 – 40,661dзп/dс – 3,334β'ННКТ + 0,362HCl + 10,887V + 3,388N + � � � � + 14,978V/Нэн – 105,189МК-В(К) + 83,722HCl/V – 40,325HCl/Нэн + � � � + 712,229МК� -В(К)/V – 26,012МК-В(К)/Нэн (R = 0,561) � � Э3 = 302,52 – 5,592К + 1,017К + 1,058А + 6,836Н – 34,452К – 338,942m – п р ПС � эн п – 86,505αсп + 3,743ρИК – 2,906А0,4 + 55,792dзп/dс + 3,138β'ННКТ – 2,506HCl – � � � – 62,854V + 31,821N – 12,409V/Нэн + 605,718МК-В(К) – 184,298HCl/V + � � � + 166,358�HCl/Нэн –� 3039,927МК-В(К)/V – 547,966МК-В(К)/Нэн (R = 0,575) � Э4 = 811,549 – 302,174К + 3,96К + 14,785А + 115,417Н – 601,283К + 2014,171m – � п р ПС эн � п – 1290,545αсп + 90,284ρИК – 28,866А0,4 + 1155,238dзп/dс + 86,387β'ННКТ – 10,84HCl – � � � – 637,232V + 264,236N – 216,276V/Нэн + 6023,38МК-В(К) – 1937,855HCl/V + � � � + 1521,034HCl� /Нэн – 34127,056МК� -В(К)/V – 3492,552МК-В(К)/Нэн (R = 0,514) � Э5 = 431,848 – 218,009К – 6,738К – 1,585А – 0,586Н + 18,248К + 1328,007m – � п р ПС эн п� – 112,014αсп + 5,237ρИК – 2,757А0,4 – 183,653dзп/dс –20,767β'ННКТ + 55,895HCl – � � � – 38,007V + 38,697N + 258,05V/Нэн + 138,803МК-В(К) + 164,145HCl/V – � � � – 354,194HCl� /Нэн + 830,042МК� -В(К)/V – 1202,711МК-В(К)/Нэн (R = 0,599) � Э6 = 42,132 + 9,641К + 0,322К + 0,05А + 1,313Н – 4,904К – 62,345m – 5,215α – � п р ПС эн п � сп – 0,013ρИК – 0,207А0,4 + 11,367dзп/dс + 0,884β'ННКТ + 1,266HCl – 7,065V – 0,037N – � � � � – 6,087V/Нэн + 59,143МК-В(К) – 50,476HCl/V + 23,444HCl/Нэн – 350,406МК- � � � В(К)/V–� – 23,137МК-В(К)/Нэн (R = 0,576) � � � № 3, 2017 Нефть и газ 69 Таблица 3

Модели прогноза эффективности применения КСПЭО (вариант 3)

Э1 = 288,664 + 0,007Qнак – 0,638t – 0,009Qmax + 0,138f1 – 0,479QН1 – 61,907HCl – 36,46V + +31,968N – 24,935V/Нэн + 633,324МК-В(К) + 296,039HCl/V + 118,364HCl/Нэн – – 3357,343МК-В(К)/V – 478,708МК-В(К)/Нэн(R = 0,617) � � Э2 = – 21,575 + 0,032t + 0,002Qmax – 0,585f1 – 0,029QН1 + 10,427HCl + 4,844V + 4,859N + � +0,096V/Нэн –104,856МК-В(К) – 23,273HCl/V –11,342HCl/Нэн + 612,429МК- В(К)/V+ + 61,553МК-В(К)/Нэн (R = 0,564) � � Э3 = 214,275 + 0,003Qнак – 0,26t – 0,002Qmax + 0,583f1 – 0,128QН1 – 26,445HCl – 38,389V + � + 27,467N – 14,081V/Нэн + 492,946МК-В(К) + 46,767HCl/V + 123,829HCl/Нэн – – 2460,441МК-В(К)/V – 453,08МК-В(К)/Нэн(R = 0,656) � � Э4 = 1731,983 + 0,043Qнак – 3,826t – 0,056Qmax + 0,826f1 – 2,875QН1 – 371,442HCl – � – 218,761V + 191,806N – 149,611V/Нэн + 3799,946МК-В(К) + 1776,233HCl/V + +710,182HCl/Нэн – 20144,057МК-В(К)/V – 2872,25МК-В(К)/Нэн (R = 0,617) � Э5 = 96,889 – 0,001Qнак + 0,103t + 0,038Qmax – 3,857f1 – 0,123QН1 + 97,016HCl – 38,202V � � + +47,066N + 168,269V/Нэн – 121,119МК-В(К) – 259,326HCl/V – 264,205HCl/Нэн + +1630,056МК-В(К)/V – 373,33МК-В(К)/Нэн(R = 0,675) � � Э6 = 48,514 – 0,034t – 0,004Qmax + 0,167f1 – 0,005QН1 – 2,046HCl – 5,559V – 0,291 N – � – 2,938V/Нэн + 66,472МК-В(К) – 18,688HCl/V + 17,944HCl/Нэн – 351,622МК-В(К)/V – – 64,134МК-В(К)/Нэн (R = 0,708) � � � Таблица 4

Процент вклада параметров, вошедших в модели, в общую изменчивость параметров эффективности

Параметр эффективности Вариант Э1 Э2 Э3 Э4 Э5 Э6 1 51 44 54 51 56 57 2 26 31 33 26 36 33 3 38 32 43 38 46 50

Таким образом, на основании проведенного исследования процесса воздейст- вия на ПЗП с использованием КСПЭО в условиях залежей в терригенных коллек- торах васюганской свиты можно сделать следующие выводы: • фактор времени оказывает существенное влияние на эффективность воз- действия, причем гораздо большее, чем особенности геологического строения объектов; • в условиях разных объектов и технологий воздействия фактор времени оказывает различное влияние, что необходимо учитывать при использовании на- копленного опыта в иных геологических условиях; • при оценке эффективности воздействия с использованием различных по- казателей эффективности степень и характер влияния фактора времени не посто- янны, и это необходимо учитывать при планировании; • предложен алгоритм, позволяющий снижать негативное влияние фактора времени на эффективность проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти путем изменения технологических показателей воздействия; • получены геолого-статистические модели, позволяющие планировать эф- фективность воздействия, выбирать скважины и технологические показатели воз- действия с учетом фактора времени в режиме реального времени.

Список литературы 1. Мухаметшин В. В. Адаптация соляно-кислотного воздействия на залежах в карбонатных коллекторах // Нефтегазовое дело. – 2006. – Т. 4, № 1. – С. 127–131. 2. Аширов К. Б., Выжигин Г. Б. Оценка эффективности солянокислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. – 1977. – № 7. – С. 28–31.

70 Нефть и газ № 3, 2017 3. Сучков Б. М. Причины снижения производительности скважин // Нефтяное хозяйство. – 1988. – № 5. – С. 52–54. 4. Особенности выбора составов жидкостей глушения скважин в осложненных условиях эксплуатации скважин / Ю. В. Зейгман [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 66–69. 5. Рахимкулов Р. Ш., Галлямов М. Н. Воздействие на призабойную зону пластов на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. – 1986. – № 7. – С. 38–41. 6. Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт / В. В. Мухаметшин [и др.] // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2016. – № 3. – С. 46–51. 7. Якупов Р. Ф., Мухаметшин В. Ш. Вопросы эффективности разработки низкопродуктивных карбонатных коллек- торов на примере турнейского яруса Туймазинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 106–110. 8. Макеев Г. А., Санников В. А., Москалева Г. Ш. Эффективность и границы применимости солянокислотных обработок // Нефтяное хозяйство. – 1986. – № 7. – С. 41–44. 9. Повышение продуктивности карбонатных коллекторов / Р. Х. Муслимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1987. – № 10. – С. 27–31. 10. Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах / Ю.В. Зейгман [и др.] // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2016. – № 3. – С. 33–39 11. Мухаметшин В. В. О необходимости и создании единого комплексного метода геолого-промыслового анализа и обобщения эффективности воздействия на призабойную зону пласта // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 2–6. 12. Земцов Ю. В., Устугов А. С. Многофакторный анализ эффективности ограничения водопритоков в различ- ных геолого-физических условиях скважин и пластов // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 5. – С. 20–26. 13. Андреев А. В., Дубинский Г. С., Мухаметшин В. В. Технологии интенсификации притока из сложнопостро- енных карбонатных пластов на основе кислотного воздействия: моногр. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. – 182 с. 14. Галлямов М. Н. Повышение эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторож- дений. – М.: Недра, 1970. – 280 с. 15. Андреев А. В., Мухаметшин В. Ш., Котенев Ю. А. Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2016. – № 3. – С. 40–45. 16. Мухаметшин В. В. Оценка потенциальных добывных возможностей скважин по геолого-геофизическим и промысловым данным // Нефтегазовое дело. – 2016. – № 14–2. – С. 61–64. 17. Салимов М. А. Практика кислотных обработок на Биби-Эйбатском месторождении // Нефтепромысловое де- ло. – 1967. – № 6. – С. 16–18. 18. Методические аспекты дизайна глинокислотных обработок призабойных зон скважин / Д. А. Баталов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2016. – № 14–3. – С. 47–54. 19. Сергиенко В. Н. Технологии воздействия на призабойную зону пластов юрских отложений Западной Сиби- ри. – СПб.: Недра, 2006. – 207 с. 20. Планирование эффективных комплексных технологий увеличения нефтеотдачи с уменьшением обводненно- сти продукции скважин и интенсификации добычи нефти для условий месторождений ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» / Баталов Д. А. [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 3 (105). – С. 9–18. 21. Мухаметшин В. В. Геолого-статистическое моделирование и его использование для повышения эффектив- ности обработки призабойной зоны пласта // Нефтегазовое дело. – 2017. – Т. 16, № 1. – С. 91–94.

Сведения об авторе Information about the author Мухаметшин Вячеслав Вячеславович, к. т. н., до- Mukhametshin V. V., Сandidate of Engineering, Assis- цент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и tant professor at the Department of Development and Exploi- газонефтяных месторождений, Уфимский государст- tation of Oil and Gaz. Ufa State Petroleum Technological венный нефтяной технический университет, г. Уфа, University, phone: 8(34767)65590, e-mail: [email protected] тел. 8(34767)65590, e-mail: [email protected] ______

УДК 622.276.6 ОЦЕНКА ПРИТОКА ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ НАЛИЧИИ ПЕСЧАНОЙ ПРОБКИ НА ЗАБОЕ ASSESSMENT OF INFLOW OF GAS TO THE WELL IN THE PRESENCE OF THE SANDY STOPPER ON THE FACE

А. И. Насырова, А. А. Хайруллин A. I. Nasyrova, A. A. Khairullin

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: песчаная пробка; добыча газа; капитальный ремонт; забой скважины; интервал перфорации Key words: sandy stopper; gas production; capital repairs; well face; perforation interval

В процессе эксплуатации скважины в зависимости от устойчивости коллектора, депрессии на пласт, конструкции скважины, ее дебита и распределения дебита по интервалу вскрытия пласта, содержания жидкости в потоке может образовываться песчаная пробка [1, 2], отрицательно влияющая на технологический режим работы

№ 3, 2017 Нефть и газ 71 скважины, следовательно, необходимо учесть факторы, которые могли бы исклю- чить возможность образования песчаной пробки. Количественное влияние песча- ной пробки соизмеримо с влиянием несовершенства скважины на ее дебит и свя- зано кроме высоты пробки с ее проницаемостью. При обработке результатов промысловых исследований газовых скважин на стационарных режимах фильтрации, представленных в виде индикаторных диа- грамм, используется двухчленный закон сопротивления, описывающий характер притока газа. Данный закон является общим, он справедлив для жидкости и газа во всем диапазоне изменения числа Рейнольдса (при работе пласта в режиме растворенно- го газа или газовом режиме). Уравнение притока газа при нелинейном двухчленном законе фильтрации газа к скважине имеет вид 2 2 2 pnл − pз = aQ + bQ , (1)

2 2 где pnл — пластовое давление, кгс/см ; pз — забойное давление, кгс/см ; Q — дебит газа, м3/сут; a , b — коэффициенты уравнения притока, зависящие от несовершенства скважины, геометрических характеристик зоны дренирования, параметров продуктивного пласта и свойств газа, кгс2⋅сут/м7 и кгс2⋅сут2/м10. В результате фильтрационные коэффициенты a , b можно определить следую- щим образом [3]: 116µ zТ R а = пл ln к , (2) πkh ратТст Rс

р zр Т  1 1  = cт ат пл  −  b 2 2   , (3) 2π lh Тст  Rc Rk 

2 где рат z — атмосферное давление, кгс/см ; k — коэффициент проницаемость пла- ста, Д; z — коэффициент сверхсжимаемости, д. ед.; Rк — радиус контура питания, м; Rс — радиус скважины, м; µ — коэффициент динамической вязкости газа, сПз (мПа⋅с); h — толщина пласта, м; l — коэффициент макрошероховатости. Следует отметить, что промысловый контроль эксплуатации скважины позво- ляет определить коэффициенты фильтрационного сопротивления в определенный момент времени, характеризующий условия фильтрации, искаженные дополни- тельным сопротивлением от песчаной пробки на забое. Постоянный поиск новых решений в области разработки и контроля эксплуа- тации скважин привел к тому, что условия оптимальной работы скважин форми- руются не частотой и количеством промысловых исследований, а качеством и плотностью аналитического контроля на математической базе. Таким образом, контроль эксплуатации газовых скважин с песчаной пробкой на забое сводится к контролю величины этой пробки и зависимости от нее конеч- ной продуктивности. Данная задача может быть реализована путем оценки точечного притока газа к интервалу перфорации. Предположим, что ствол скважины имеет n перфорационных отверстий, причем каждое i-е отверстие работает с дебитом mi [4]. Высота пробки находится на уровне j-го отверстия (рис. 1). Таким образом, получаем ствол скважины, разделенный на две части: • первая часть заполнена песком, включает в себя отверстия (1...j-1); • вторая часть свободна от песка, включает в себя отверстия (j...n).

72 Нефть и газ № 3, 2017 Дополнительно требуется рассмотрение движения потока газа как в интервале пер- форационных отверстий, так и между ними с изменением фильтрующей массы по ин- тервалу притока газа. В итоге необходимо сформировать математическую модель, в основе которой лежит решение задачи с учетом течения газа в вышеуказанных че- тырех зонах [5]. Решение полученной мо- дели позволит не только оценить работу скважин, но и сделать экспресс-прогноз по влиянию величины песчаной пробки на продуктивность исследуемой скважины. Суть предлагаемого метода заключается в определении величины песчаной пробки согласно приведенному ниже алгоритму. Блок-схема алгоритма, лежащего в осно- ве разработанного аналитического метода по математическому описанию работы Рис. 1. Схема движения флюида, скважины в условиях образования песчаной в стволе, частично заполненном песком пробки на забое, представлена на рисунке 2.

Рис. 2. Блок-схема метода по математическому описанию работы скважины в условиях образования песчаной пробки на забое № 3, 2017 Нефть и газ 73 Оценка эффективности разработанного алгоритма будет проверена путем со- поставления расчетных и фактических результатов, полученных на основе промы- словых исследований. Рассмотрим работу нескольких скважин одного из месторождений Западной Сибири. Данное месторождение находится на поздней стадии разработки, что обу- словлено снижением уровня добычи газа. Согласно геофизическим исследованиям, работа рассматриваемых скважин ос- ложнена наличием песка на забое, из-за чего снижается их производительность. На рисунке 3 представлена зависимость дебита газа от величины заполнения интервала перфорации песчаной пробкой.

Рис. 3. Зависимость дебита газа от различной высоты песчаной пробки

На рисунке 4 показан профиль точечного притока газа в интервале перфорации с учетом различной степени заполнения его песком, по которому можно оценить характер влияния песчаной пробки на рабочий интервал пласта.

Рис. 4. Профиль притока газа в интервале перфорации при различной высоте песчаной пробки

74 Нефть и газ № 3, 2017 В результате такой оценки потери добычи газа по данным скважинам от полно- го перекрытия интервала перфорации песчаной пробкой составляют более 65 %. Результаты расчета математической модели по всем трем случаям были сопос- тавлены с фактическими данными (рис. 5). Среднее отклонение точности расчета от фактических показателей составляет не более 5 %. Необходимо отметить, что точность расчета существенно зависит от величины эквивалентной проницаемости, которая задается по исследуемому участку. Разные источники могут приводить результаты существенного отклонения (ГИС, ГДИС и др.), но накопление статистики и выполнение корреляции результатов на их базе может привести к дальнейшему выводу коэффициента отклонения (соотношения), который может быть применен для контроля выполняемых исследований на дан- ных скважинах и на месторождении в целом.

Проработка дополни- тельного инструмента контроля добывающих скважин с целью преду- преждения негативных последствий и эффек- тивного планирования базовых показателей добычи и ремонтных работ актуальна на про- тяжении уже многих лет. Таким образом, пу- тем точечной оценки притока газа можно опе- ративно оценить условия работы скважины и оп-

ределить рекомендации по ее дальнейшей экс- Рис. 5. Сопоставление расчетно-фактических плуатации, а при воз- значений величины песчаной пробки никновении необходи- мости определить скважину на механическую очистку забоя от песка с целью оп- тимизации условий притока газа к скважине. Известно, что продуктивность скважины определяется по обработке индика- торных диаграмм по уравнению (1). До начала формирования песчаной пробки коэффициенты a (2) и b (3) можно найти по индикаторным кривым. Данные коэф- фициенты соответствуют максимальным значениям (см. рис. 3). В процессе экс- плуатации скважины образуется песчаная пробка и постепенно перекрываются перфорационные отверстия, а следовательно, возникает дополнительное фильтра- ционное сопротивление (см. рис. 3). Как видно из данного рисунка, зависимости близки к квадратичным параболам с ветвями, направленными вниз, поэтому пред- лагается использовать зависимость дебита газа скважины от величины перекрытия интервала перфорации песчаной пробкой в виде следующей формулы:

2 Qi = Q0 +α hi , (4)

где hi — относительная высота песчаной пробки; Q0 — начальное значение дебита скважины; Qi — текущий дебит; α — коэффициент. При полном перекрытии интервала перфорации песчаной пробкой, то есть при hi = 1 имеем Q1 — конечное значение дебита.

№ 3, 2017 Нефть и газ 75 Отсюда находим α

Q1 = Q0 −α или α = Q0 − Q1. (5)

Подставив формулу (5) в (4), получим зависимость дебита от относительной высоты h в виде 2 Q(h) = Q0 − (Q0 − Q1)h . (6)

Из рисунка 3 видно, что чем выше начальный дебит, тем круче кривая Q(h), значение второй производной больше — 2⋅(Q0 – Q1). При значении hi ≈ 0,75 и Q(0,75) ≈ 370 тыс. м3 происходит инверсия, то есть дебиты представленных сква- жин примерно равны, а в дальнейшем дебиты меняются местами. Таким образом, предпочтительным является использование скважин до дости- 3 жения значения hi ≈ 0,75 или Q ≈ 370 тыс. м для данного объекта. Для оценки времени определения скважины на механическую очистку забоя от песка необхо- димы дополнительные данные зависимостей h = h(t). Заметим, что другие объекты и другие скважины будут иметь свои точки инверсии. Расчетные данные (см. рис. 5), показывают согласие модели с промысловыми данными.

Список литературы 1. Мамчистова А. И., Варламов В. А. Анализ причин образования песчаных пробок на забоях газовых скважин // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2012. – № 2. – С. 70–74. 2. Петелина Е. А., Мамчистова А. И. Определение оптимального режима работы скважины при образовании песчаной пробки // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2013. – № 1 – С. 75–79. 3. Зотов Г. А., Алиев З. С. Инструкция по комплексному исследованию газовых скважин. – Москва — Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 с. 4. Сохошко С. К. Развитие теории фильтрации к пологим и горизонтальным газовым и нефтяным скважинам и ее применение для решения прикладных задач. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2008. – 211 с. 5. Моделирование работы пологого ствола газовой скважины с песчаной пробкой на забое / С. К. Сохошко [и др.] // Нефть и газ Западной Сибири: материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвященной 50-летию Тюменского индустриального института. – Тюмень, 2013.

Сведения об авторах Information about the authors Насырова Александра Ивановна, младший научный Nasyrova A. I., Junior Researcher at ООО сотрудник, ООО «ТюменНИИгипрогаз» г. Тюмень, тел. «ТyumenNIIgiprgaz», phone: 89220438666, e-mail: alexan- 89220438666, e-mail: [email protected] [email protected] Хайруллин Амир Атауллович, к. ф-м. н., доцент Khairullin A. A., Candidate of Physics and Mathemat- кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газо- ics at the Department of Development and Operation of Oil вых месторождений, Тюменский индустриальный уни- and Gas Fields, Industrial University of Tyumen, phone: верситет, г. Тюмень, тел. 89048760578, e-mail: 89048760578, e-mail: [email protected] [email protected] ______

УДК 622.276.66 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ БИОПОЛИМЕРОВ ДЛЯ ЖИДКОСТЕЙ ГИДРОРАЗРЫВА ANALYSIS OF THE EFFICIENCY OF USING BIOPOLYMERS FOR HYDRAULIC FRACTURING FLUIDS

В. П. Овчинников, Д. С. Герасимов, П. В. Овчинников, Я. М. Курбанов, А. Ф. Семененко V. P. Ovchinnikov, D. S. Gerasimov, P. V. Ovchinnikov, Ya. M. Kurbanov, A. F. Semenenko

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень Российский государственный геологоразведочный университет им. Серго Орджоникидзе, г. Москва ЗапСибБурНИПИ, г. Тюмень

Ключевые слова: пластовая жидкость; гидроразрыв; биополимер; дисперсионная среда Key words: reservoir fluid; hydraulic fracturing; biopolymer; dispersion medium

76 Нефть и газ № 3, 2017 Для интенсификации притока пластовой углеводородной жидкости в скважину в настоящее время считается наиболее целесообразным и эффективным использо- вание технологии, основанной на методе гидравлического разрыва пласта (ГРП), в особенности в низкопроницаемых коллекторах. Суть ГРП состоит в том, что в продуктивный пласт под высоким давлением закачивается определенного типа жидкость с кварцевым песком (пропантом). Происходит раскрытие естественных и образование новых (искусственных) трещин. Для предупреждения их смыкания в случае понижения давления (освоения скважин, испытания на приток и др.) в нагнетаемую жидкость вводится твердая фаза (кремнезем, пропант и др.). Следует отметить, что эффективность гидроразрыва большей своей частью определяется глубиной проникновения жидкости гидроразрыва — ее дисперсной фазой и дис- персионной средой. На большинстве месторождений США и Канады [1] в качестве дисперсионной среды используют воду. Вода — недорогой и недефицитный продукт, она не огне- опасна. Тем не менее ее основной недостаток — плохая способность удерживать твердую фазу во взвешенном состоянии. Ее применение требует больших скоро- стей нагнетания и хорошего перемешивания с дисперсной фазой, то есть увели- ченной мощности насосных агрегатов. Кроме того, проникновение воды в пласт вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в составе пород коллекто- ров. В результате изменяется структура порового пространства, образуются водо- нефтяные эмульсии, которые снижают фильтруемость пластового флюида к сква- жине, адсорбционная пленка удерживается в пористой среде капиллярными сила- ми, и частичное, практически полное ее вытеснение из поровых каналов исключа- ется, что может быть вызвано при значительных величинах депрессии на пласт. Затрудняется продвижение пластового флюида к забою скважины, особенно в низкопроницаемом коллекторе. В случае наличия в пласте минерализованной жидкости (реликтовой, посту- пившей из кровли либо подошвы, краевой и т. д.) не исключается образование труднорастворимых или нерастворимых соединений, снижающих проницаемость пласта. Это лишь видимая и в основном изученная часть негативного воздействия вод- ной среды на пласт. В 90-х годах прошлого столетия в качестве жидкости гидро- разрыва использовались полиэмульсии, гели на водной и на углеводородной осно- ве, солевые растворы, полимерные растворы и др. [2, 3]. Гели имеют высокую вязкость и удерживающую способность, при этом силы сопротивления на трение при движении, например по трубам, незначительны. Также следует отметить особенность регистрации резкого скачка давлений при ГРП и возможность регулирования свойств вязкости. Прошли апробирование при ГРП и жидкости на углеводородной основе: керо- син, денормализат, дизельное топливо, газоконденсат, легкие фракции нефтей (плотностью ≤ 620 кг/м3; процент фракций, выкипающих до 300 0C — не менее 50 %, низковязкие с малым содержанием смол и асфальтенов [4]), их преимущест- во — возможности работы при низких температурах, что невозможно при исполь- зовании эмульсий и гелей, приготовленных на воде. Использовались при ГРП и кислотные жидкости гидроразрыва [5] типа инверт- ной эмульсии, в которой соляная кислота находится в дисперсном состоянии — в виде мельчайших капель в нефти с эмульгатором, составляющих внешнюю фазу эмульсии. В процессе закачивания данной эмульсии контакт между кислотной составляющей, металлическим оборудованием и породой неизбежен, хотя и за- труднен благодаря наличию экрана, представленного углеводородом и эмульгато- ром. Отмечена низкая фильтруемость, фильтрат эмульсии способен реагировать с породой пласта, что способствует раскрытию трещин, увеличению диаметра пор матрицы, обеспечивая рост проницаемости всей системы.

№ 3, 2017 Нефть и газ 77 Для гидроразрыва используют и пены [6]. Применение вспененных жидкостей гидроразрыва основано за счет уменьшения размеров пузырьков. Для газирования обычно применяют азот и углекислый газ. Они закачиваются в жидком состоянии с концентрацией в смеси до 50 ÷ 70 %. С ростом температуры переходят в газооб- разное состояние, вспенивают гель либо кислоту, либо другой вид дисперсной среды. При высоких температурах их вязкость практически стабильна. Тем не ме- нее увеличение дисперсности газовых пузырьков требует увеличения давления образования пены, увеличивается время фильтрации и, следовательно, уменьшает- ся интенсивность поступления жидкости разрыва в пласт. В настоящее время широко применяются жидкости гидроразрыва на полимер- ной основе [7]. Известны жидкости гидроразрыва, содержащие карбоксиметил- целлюлозу (КМЦ), лигносульфонат, оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) [8]. Имеются све- дения об их использовании в качестве жидкостей нагнетания для поддержания пластового давления. Несмотря на определенные положительные стороны их ис- пользования, они не лишены недостатков. Так, жидкости гидроразрыва на основе КМЦ с добавлением лигносульфонатов имеют высокую фильтратоотдачу (11÷14 см3 за 30 мин), высокую адгезионную способность, что зачастую способст- вует закупорке фильтрационных каналов. В составе жидкости гидроразрыва, со- держащей лигносульфонаты, модифицированные гексаметилентетрамином и кар- бидом, возможно образование (при взаимодействии комплексной соли сульфата аммония с молекулами модифицированных лигносульфатов) соединений, размеры которых превышают размеры фильтрационных каналов. Прочность их со време- нем нарастает, они осаждаются и кольматируют поры коллектора. Полимеры ак- рилового ряда обладают высокой адгезионной способностью, адсорбируются на стенках поровых каналов, уменьшая тем самым их пропускную способность, вплоть до нулевой. Из высокомолекулярных соединений наиболее перспективны биополимеры [8], которые бы со временем деструктурировались под действием ферментов и физи- ко-химических агентов. При их введении (деструкторов и ингибиторов деструк- ции) возможно управление сроками, скоростью и полнотой расформирования об- разующихся «блокад». При введении деструктора-окислителя происходит хаотичный разрыв молекул биополимера по механизму цепной реакции на молекулы с меньшим молекуляр- ным весом, резко снижаются реологические свойства до уровня вязкости воды. Наличие ингибиторов деструкции затормаживает ферментацию и течение термо- окислительной деструкции. Ингибируется активность ферментов, и полностью исключается ферментация раствора. Взаимное влияние компонентов друг на дру- га, их синергетическое действие позволяют за счет низких фильтрационных свойств и деструкции биополимера восстановить первоначальную проницаемость пласта. В этом направлении значительное число исследований проведено в «ПермНИ- ПИнефть» [9]. В частности, проведенные при нашем участии исследования с ис- пользованием воронки Шотта различной пористости для оценки времени фильт- рования 10 мл нефти (объем воронки) в прямом направлении и жидкости гидро- разрыва (ЖГР) в обратном направлении позволили рекомендовать следующий состав жидкости: биополимер (крахмальный реагент) — 2÷2,5 %; ингибитор- деструктор — 1,2÷1,5 %; KCl — 3÷5 %; деструктор — 0,05÷0,07 % — ЖГР-1; 0,09÷0,11 % — ЖГР-2. В таблице 1 представлены технологические параметры жидкости гидроразры- ва, в таблице 2 — cведения о влиянии деструктора (пергидрата мочевины) на рас- формирование зоны кольматации.

78 Нефть и газ № 3, 2017 Таблица 1

Технологические параметры жидкостей гидроразрыва

Показатель фильтратоотдачи Статическое Вязкость Жидкость Плотность, Вязкость 3 3 (см ) при перепаде напряжение эффективная, гидроразрыва кг/м условная, с давления сдвига, дПа мПа·с 0,1 мПа 0,7 мПа ЖГР-1 1 137 20,3 3,0 6,0 3,0 5,0 ЖГР-2 1 039 21,3 3,0 6,5 4,5 6,5

Таблица 2

Сведения о влиянии жидкости гидроразрыва на показатель фильтруемости

Диаметр пор, мкм Показатель 40–100 16–40 10–16 Скорость фильтрации нефти через фильтр в прямом 10/1 10/15 10/15 направлении, см3/с Показатель фильтрации ЖГР-1, см3/30 мин 10 1,5 0,8 Скорость фильтрации нефти через фильтр в прямом 10/3 10/18 10/42 направлении, после воздействия ЖГР-1 в течение 24 ч, см3/мин Скорость фильтрации нефти через фильтр в прямом 10/1,2 10/15 10/15,4 направлении после воздействия ЖГР-1 в течение 120 ч, см3/с Скорость фильтрации нефти через фильтр в прямом 10/2 10/16 10/17 направлении после воздействия ЖГР-2 в течение 24 ч, см3/с

Процесс фильтрации осуществляется в течение 30 минут, диаметр пор варьи- ровался от 40 до 100 мкм. Результаты показывают, что введение в состав жидкости гидроразрыва дест- руктора может поспособствовать восстановлению естественных коллекторских свойств пласта. Его содержание позволяет регулировать сроки и полноту расфор- мирования зоны «блокады», образованной воздействием полимера. Впоследствии аналогичные теоретические взгляды были использованы для разработки технологии глушения скважин при проведении ремонтно- изоляционных работ [9]. Было показано, что в отсутствии кислоты использование деструктора, органического пероксигидрата менее эффективно по сравнению с их совместным воздействием, способствующим повышению окислительных свойств пероксигидрата, что также положительно сказывается на его эффективности в плане деструкции — коэффициент восстановления проницаемости пласта составил 0,85. Таким образом, доказана эффективность использования метода гидроразрыва пластов с использованием биополимерных составов с регулируемыми сроками сохранения их технологических свойств за счет применения деструкторов различ- ного происхождения — органических, кислотных и др. Не исключается и их со- вместное использование.

Список литературы 1. Разработка, опыт применения и перспективы повторного использования инвертно-эмульсионных буровых растворов / О. В. Гаршина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 56–59. 2. Технология утилизации отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов / И. Л. Некрасова [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2013. – № 6. – С.108–110. 3. Технология подготовки ствола скважины к освоению после вскрытия продуктивных пластов на инвертно- эмульсионных буровых растворах / И. Л. Некрасова [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2015. – № 3. – С. 59–63. 4. Изучение процесса диспергирования вязкоупругих составов под влиянием реагентов деструкторов различной химической природы / Г. В. Окромелидзе [и др.] // Башкирский химический журнал. – 2016. – № 2. – С. 32–40. 5. Условия пробоподготовки сульфитных щелоков для обнаружения гемицеллюлоз методом тонкослойной хроматографии / Г. А. Тептерева [и др.] // Башкирский химический журнал. – 2016. – № 2. – С.47–55.

№ 3, 2017 Нефть и газ 79 6. Пат. 2386665 РФ, С 09К 8/584, Е 21В 43/22. Термостойкий вязкоупругий состав для заканчивания и ремонта скважин / Фефефлов Ю. В., Гаршина О. В., Шахарова Н. В., Окромелидзе Г. В.; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – №2008144854; заявл. 13.11.2008; опубл. 2010, Бюл. № 11. 7. Пат. 2575384 РФ, С 09К 8/42, Е21В 43/22. Способ глушения скважин и вязкоупругий состав для его осуществления / Окромелидзе Г. В., Некрасова И. Л., Гаршина О. В. Хвощин П. А.; заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ- Инжиниринг» – № 2014154574/03; заявл. 31.12.2014; опубл. 2016, Бюл. № 5. 8. Овчинников В. П., Яковлев И. Г., Сирин А. В. Особенности применения биополимерных ингибированных растворов для вскрытия продуктивных пластов, содержащих различные по химической активности глины (на примере месторождений Красноярского края) // Бурение и нефть. – 2014. – № 1. – С.44–48. 9. Технология глушения скважин с использованием вязко-упругих составов с регулируемыми сроками деструкции / Окромелидзе Г. В. [и др.] // Статья SPE 171302 опубликована в международной библиотеке OnePetro на русском и английском языках. – 2014. – 11 с.

Сведения об авторах Information about the authors Овчинников Василий Павлович, д. т. н., профессор Ovchinnikov V. P., Doctor of Engineering, Professor at кафедры геотехники, Тюменский индустриальный уни- the Department of Geotechnics, Industrial University of верситет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390363, e-mail: Tyumen, phone: 8(3452)390363, e-mail: [email protected] [email protected] Герасимов Дмитрий Семенович, к. т. н., доцент Gerasimov D. S., Candidate of Engineering, Associate кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюмен- Professor at the Department of Oil and Gas Wells Drilling, ский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)390363, 8(3452)390363, e-mail: [email protected] e-mail: [email protected] Овчинников Павел Васильевич, д. т. н., профессор Ovchinnikov P. V., Doctor of Engineering, Professor at Российского государственного геологоразведочного Russian State Geological Prospecting University, Moscow, университета, г. Москва, тел. 89150604525, e-mail: phone:89150604525, e-mail: о[email protected] о[email protected] Кубранов Яраги Маммаевич, д. т. н., профессор, Kurbanov Ya. M., Doctor of Engineering, Professor, генеральный директор ЗапСибБурНИПИ, г. Тюмень, тел. General director of ZapSibBurNIPI, Tyumen, phone: 8(3452)208144 8(3452)208144 Семененко Анастасия Федоровна, ассистент ка- Semenenko A. F., Teaching Assistant at the Depart- федры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюмен- ment of Oil and Gas Wells Drilling, Industrial University of ский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. Tyumen, phone: 8(3452)390363, e-mail: semenen- 8(3452)390363, e-mail: [email protected] [email protected] ______

УДК 622.245 К ВОПРОСУ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ШЛАКОЦЕМЕНТНЫХ КОМПОЗИЦИЙ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН ON THE USE OF SLAG CEMENT COMPOSITIONS IN THE CONSTRUCTION OF WELLS

В. П. Овчинников, О. В. Рожкова, Н. А. Аксенова, П. В. Овчинников V. P. Ovchinnikov, O. V. Rozhkova, N. A. Aksenova, P. V. Ovchinnikov

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень Филиал Тюменского индустриального университета, г. Нижневартовск Российский государственный геологоразведочный университет им. Серго Орджоникидзе, г. Москва

Ключевые слова: тампонажный раствор; шлак; термоустойчивость; шлакоцементная композиция Key words: slurry; slag; heat resistance; slag cement composition

Сохранность темпов добычи жидких углеводородов большинство исследователей связывают с освоением месторождений высоковязких нефтей: в Татарстане — Мор- дово-Кармальское, Ашальчинское и др., в Западной и Восточной Сибири — отложе- ния баженовской свиты, в Поволжье и Западном Предуралье — отложения домани- кового горизонта. Их особенностью является использование при освоении методов термического воздействия — подъем пластовой температуры свыше 100–130 0С. Учитывая это, особое внимание должно быть обращено на используемый при цементировании обсадных колонн тампонажный материал, твердение на основе которого протекает при температурах ниже 100 0С, а сформированный камень ра- ботает (в процессе эксплуатации) при температурах выше 100 0С. Основным ком- понентом, входящим в состав минеральных вяжущих материалов, являются окси- ды кремния и кальция. Их растворимость в водной среде от температуры носит

80 Нефть и газ № 3, 2017 взаимообратный характер. Растворимость оксида кремния с увеличением темпера- туры растет, а оксида кальция, наоборот, снижается. Это и обусловливает термо- стойкость сформированного камня, то есть сформированные при температуре ни- же 100 0С высокоосновные гидросиликаты кальция, при повышении температуры выше 100 0С самопроизвольно переходят в гидросиликаты более низкой основно- сти. Данные полиморфные превращения сопровождаются изменением плотности и объема, что вызывает деструкционные процессы (снижение механической прочно- сти, повышение проницаемости). Поэтому необходимы тампонажные материалы, формирующие камень, в большей степени представленный низкоосновными со- единениями (гидкосиликатами и гидроалюминатами кальция). Это и обусловило введение в состав портландцементов кремнеземсодержащих материалов — квар- цевого молотого песка, фильтроперлита, алюмосиликатов и др. [1] Среди большого их ассортимента применение доменных и металлургических шлаков заслуживает пристального внимания. При температуре 75 0С прочность сформированного на их основе камня невысокая, водопроницаемость не превыша- ет 2∙1015 м3, прочность предельных шлаков несколько ниже литейных, что объяс- няется замедленными реакциями гидролиза и гидратации первых в сравнении со вторыми. Следует также отметить и неблагоприятные температуры твердения 120÷150 0С для обоих видов шлаков. В этом интервале температур наиболее часто наблюдаются сбросы прочности, сопровождающиеся ростом проницаемости и появлением сообщающихся трещин. Использование шлаков обусловлено их составом, схожим с составом порт- ландцементного клинкера, при меньшем содержании оксида кальция в химиче- ском отношении и большем содержании двухкальциевого силиката β-модификации — в минералогическом. Гидравлическая активность шлака значи- тельно возрастает в результате его грануляции — при быстром охлаждении. Гид- равлическая активность гранулированных шлаков увеличивается при повышении температуры, введении химических катализаторов — оксида кальция, портланд- цемента, сульфатов и др., повышении удельной поверхности [2]. Проведены исследования с целью оценить возможность использования домен- ных гранулированных шлаков ООО «Мечел-Материалы». Уникальность данного производства заключается в технологии помола вертикальными валовыми мель- ницами, обеспечивающими возможность помола до 450÷600 м2/кг по Блэйну, а в шаровых мельницах — 250÷300 м2/кг. Физико-химические свойства шлака пред- ставлены в таблице 1.

Таблица 1 Физико-химические свойства шлака

Химический состав Физические свойства

Показатели Значение Показатели Значение СаО 35,0–45,0 Размер зерна: SiO2 35,0–45,0 содержание фракции ˂ 0,080 мм, % не менее 98,0 AL2O3 ≥ 7,5 содержание фракции ˂ 0,020 мм, % не менее 60,0 MgO ≤ 1,5 Удельная поверхность, м2/кг 450 FeO ≤ 2,0 Влажность, % не более 0,3 Na2O 0,5–1,0 Содержание стекловидной фазы, % 66,6 K2O 1,0–1,5 Активность твердения шлака в нормальных не менее 10 TiO2 ˂ 1,0 условиях в возрасте 28 суток, МПа Удельная эффективная активность S ≤ 1,0 не более 370 естественных радионуклидов, БК/кг Примечание. Шлак — пожаро и взрывобезопасный материал, не оказывающий влияние на организм человека, общетоксичного действия (IV класс опасности)

№ 3, 2017 Нефть и газ 81 На первом этапе исследований была проведена оценка свойств раствора на ос- нове шлакоцементной смеси и сформированного камня в ранние сроки твердения (в возрасте двое суток). В качестве цемента использован портландцемент Сухо- ложского завода ПЦТ-G-CC-2, его содержание варьировалось от 20 до 80 %. В таблице 2 приведены сведения о параметрах раствора. Водотвердое отношение было принято равным 0,55 в целях оценки влияния шлака на седиментационную устойчивость раствора. Его удельная поверхность составляла 350 м2/кг, портланд- цемента — 300 м2/кг [3]. Таблица 2

Параметры тампонажного раствора на основе шлакоцементной композиции

Состав смеси, Плотность, Растекаемость, Водоотделение, мл (шлак/портландцемент), % кг/м3 10-3 м 0/100 1 800 205 5,04 20/80 1 760 210 5,68 40/60 1 750 225 8,77 50/50 1 740 230 9,09 60/40 1 740 230 9,34 80/20 1 740 235 9,44 100/0 1 710 240 9,64

На рисунках 1, 2 представлены сведения о динамических и предельных стати- ческих напряжениях сдвига тампонажных растворов.

Рис. 1. Изменение предельного статического напряжения сдвига в зависимости от состава композиции

Полученные результаты свидетельствуют о следующем: • показатели раствора практически идентичны, за исключением водоотде- ления. Повышенное значение последнего обусловлено более высоким удельным весом шлака относительно портландцемента. Однако этот параметр легко устра- ним за счет увеличения тонкости помола шлака, возможность которого достигает- ся в вертикальной валовой мельнице (тонкость помола до 600 м2/кг по Блэйну); • реологические показатели также практически идентичны и вполне объяс- нимы гидравлической активностью компонентов.

82 Нефть и газ № 3, 2017

Рис. 2. Изменение предельного динамического напряжения сдвига в зависимости от состава композиции и деформации

Таким образом, можно считать, что раствор на основе шлакоцементной компо- зиции в целом отвечает возможностям осуществления его доставки в заколонное пространство (цементирование скважин). Это явилось основанием для оценки ме- ханических свойств сформированного камня, исследования которых осуществля- лись на тестере прочности компании OFITE. На рисунке 3 представлены прочно- стные показатели цементного камня в возрасте двух суток в зависимости от со- держания шлака и температуры твердения.

Рис. 3. Изменение прочности на изгиб камня на основе шлакоцементного раствора в зависимости от температуры окружающей среды

В таблице 3 приведены сведения о сроках схватывания растворов на основе шлакоцементных композиций. Как видим, прочностные свойства камня зависят от состава сырьевой компози- ции и температуры окружающей среды. При температуре твердения до 120 0С на- блюдается рост прочностных свойств образцов, а затем их сброс, что объясняется составом композиции. В температурном интервале до 120 0С на формирование структуры камня преобладающее влияние оказывает гидравлическая активность № 3, 2017 Нефть и газ 83 портландцемента, свыше 120 0С — гидравлическая активность шлака. Можно счи- тать, что наиболее оптимальное содержание шлака для температур более 150 0С — 60÷80 %. Таблица 3 Сроки схватывания (начало) шлакоцементного раствора

Начало схватывания (час:мин) Состав, % при температуре окружающей среды, 0С Шлак ПЦТ-G-CC-2 75 90 120 150 200 250 300 20 80 3:00 1:50 1:20 1:00 1:25 1:20 1:00 40 60 3:45 2:45 1:50 1:30 1:35 1:50 1:30 50 50 4:00 3:20 2:05 1:25 1:20 2:05 1:25 70 30 4:30 4:00 2:25 1:35 1:30 2:25 1:35 80 20 5:10 4:00 2:45 1:40 1:50 2:25 1:40 90 10 6:30 6:00 3:40 2:50 2:10 2:40 2:05

Учитывая важность при работе скважины, призабойная зона которой подвер- жена либо тепловым методам воздействия (при разработке высоковязких жидких углеводородов), либо находится в высоких температурных интервалах (ачимов- ская свита месторождений Уренгоя и др.) такого показателя как температуростой- кость, было оценено влияние времени твердения на прочностные свойства сфор- мированного камня. Результаты представлены на рисунке 4.

Рис. 4. Изменение прочности от времени твердения при температуре окружающей среды 160 0С

Анализ приведенных данных подтверждает ранее выдвинутое предположение об эффективности использования шлакоцементной композиции для цементирова- ния обсадных колонн в интервале повышенных пластовых температур либо в ин- тервалах, предназначенных для термического воздействия на пласт-коллектор вы- соковязких жидких углеводородов. Следует отметить и другие положительные аспекты использования шлаков: • сокращение расхода энергетически емкого и дорогостоящего клинкерного продукта ориентировочно на 25÷30 %, что отражается на стоимости тампонажного материала. • сохранение и улучшение экологической обстановки в районе металлурги- ческого производства — сокращение землеотвода по шлакам, уменьшение объе- мов выбросов углекислого газа в атмосферу по сравнению с производством порт- ландцементов. 84 Нефть и газ № 3, 2017 Решение этих важных и актуальных задач требует теоретического обоснования и экспериментально-промышленного подтверждения возможности производства новых материалов на основе доменного гранулированного шлака в условиях про- изводственного предприятия ООО «Мечел-Материалы» с привлечением коллекти- ва Тюменского индустриального университета, оснащенного современным науч- ным оборудованием фирмы OFITE, позволяющим имитировать условия в скважи- не (давление до 200 МПа, температура до 300 0С).

Список литературы 1. Булатов А. И., Данюшевский B. C. Тампонажные материалы. – М.: Недра, 1987. – 280 с. 2. Измухамбетов Б. С., Агзамов Ф. А., Умралиев Б. Т. Применение дезинтеграторной технологии при получе- нии порошкообразных материалов для строительства скважин. – СПб.: Недра, 2007. – 464 с. 3. Шлакопортландцементный тампонажный материал для крепления высокотемпературных скважин / В. П. Овчинников [и др.] // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2016. – № 1. – С. 61–67.

Сведения об авторах Information about the authors Овчинников Василий Павлович, д. т. н., профессор Ovchinnikov V. P., Doctor of Engineering, Professor at кафедры геотехники, Тюменский индустриальный уни- the Department of Geotechnics, Industrial University of верситет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390363, e-mail: Tyumen, phone: 8(3452)390363, e-mail: [email protected] [email protected] Аксенова Наталья Александровна, к. т. н., доцент Aksenova N. A., Candidate of Engineering, Associate кафедры нефтегазового дела, Тюменский индустриаль- Professor at the Department of Oil and Gas Business, Indus- ный университет, филиал в г. Нижневартовске, тел. trial University of Tyumen, а branch in Nizhnevartovsk, 8(3466)491073 phone: 8(3466)491073 Овчинников Павел Васильевич, д. т. н., профессор Ovchinnikov P. V., Doctor of Engineering, Professor at Российского государственного геологоразведочного Russian State Geological Prospecting University, Moscow, университета, г. Москва, тел. 89150604525, e-mail: phone: 89150604525, e-mail: о[email protected] о[email protected] Рожкова Оксана Владимировна, ассистент ка- Rozhkova O. V., Teaching Assistant at the Department федры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюмен- of Oil and Gas Wells Drilling, Industrial University ский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. of Tyumen, phone: 8(3452)283679 8(3452)283679 ______

УДК 622.276. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОСТАНОВКИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ MAIN CAUSES OF STOPPING GAS WELLS AT THE FINAL STAGE OF DEVELOPMENT OF DEPOSITS

Е. В. Паникаровский, В. В. Паникаровский E. V. Panikarovskii, V. V. Panikarovskii

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: самозадавливание скважин; вынос песка; песчаная пробка; газожидкостный поток; лифтовая колонна Key words: self-kill of wells; sand production; sand plug; gas-liquid flow; production tubing

На заключительной стадии разработки газовых и газоконденсатных месторож- дений усложняются условия эксплуатации скважин за счет обводнения продук- тивных пластов и разрушения призабойной зоны скважин, что приводит к самоза- давливанию скважин и абразивному износу оборудования. Основной целью промыслово-геологических работ в данный период разработ- ки месторождения является определение максимального дебита скважин, при ко- тором не происходит разрушение призабойной зоны пласта (ПЗП), и минимально- го дебита, при котором не наблюдается подтягивание в скважины подошвенной воды, накапливающейся в стволе скважины. Существует метод определения минимального дебита, при котором происходит непрерывный вынос воды из ПЗП скважин. Данный метод учитывает пластовое

№ 3, 2017 Нефть и газ 85 давление в залежи газа, депрессию, которая прилагается к пласту при эксплуата- ции скважины. Минимальный дебит газа рассчитывается по формуле

Qmin = K ⋅ P − ∆P ,

3 где Qmin — минимальный дебит газа тыс. м /сут; Р — пластовое давление, МПа; ∆Р — депрессия на пласт, МПа; К — коэффициент, зависящий от диаметра лифто- вой колонны, изменяется от 5,9 до 33,0. Технологический режим работы скважин должен учитывать максимально до- пустимый дебит газа, при котором может происходить вынос песка из ПЗП про- дуктивного пласта. Максимально допустимый дебит газа, удовлетворяющий дан- ным условиям по допустимой депрессии на пласт, можно получить из формулы

2 2 2 Pпл − Pз = αQmax + βQmax ,

где Qmax — максимально допустимый дебит газа с учетом величины максимально допустимой депрессии на пласт тыс. м3/сут; α — линейный коэффи- циент фильтрационных сопротивлений пласта, МПа2 сут/тыс. м3; β — нелиней- ный коэффициент фильтрационных сопротивлений пласта, (МПа сут/тыс. м3)2; Рпл — пластовое давление, МПа; Рз — забойное давление, МПа. Продуктивные горизонты газовых месторождений Западной Сибири представ- лены главным образом сеноманскими породами-коллекторами. Эксплуатация се- номанских скважин осложнена выносом песка из призабойной скважин, который вызывает абразивный износ оборудования, образование песчаных пробок и приво- дит к снижению производительности скважин. Причины, вызывающие повреждение призабойной зоны скважин, а в дальней- шем и ее разрушение, можно разделить на две группы. В первую группу включены причины с геологическими факторами: состав це- мента породы, ее гранулометрический состав, проницаемость породы, соотноше- ние газа и воды в продуктивном пласте, величины горного и пластового давлений. Вторую группу причин составляют технические и технологические факторы, обусловленные технологией бурения, заканчивания и эксплуатации скважин [1]. В нефтяных скважинах, эксплуатирующих слабосцементированные породы- коллекторы, вынос песка связан с фильтрационными деформациями пород приза- бойной зоны, зависящих от прочностных свойств пород, слагающих ПЗП, и прила- гаемых к пласту депрессий. При адсорбции смолистых веществ из нефти породами-коллекторами образу- ются адсорбционные слои, цементирующие парафины, смолы и зерна породы в единый монолит, вследствие чего снижается проницаемость ПЗП скважин, увели- чивается депрессия на пласт, что приводит к увеличению выноса песка в ствол скважины [2]. В процессе эксплуатации газовых скважин деформационные нагрузки на поро- ду-коллектор в зоне ПЗП приводят к разрушению пород и образованию в интерва- ле перфорации скважины каверн. При скоростях потока газа, не обеспечивающих вынос песка на поверхность, в стволе скважины образуется песчаная пробка, влияющая на технологический ре- жим эксплуатации скважины. Правильный выбор технологического режима эксплуатации с учетом фильтра- ционной и прочностной характеристик продуктивного пласта позволяет обеспе- чить режим эксплуатации без образования песчаной пробки путем увеличения де- прессии на пласт. Кроме образования неподвижной пробки на забое скважины, пробки могут об- разовываться в стволе скважины в виде псевдосжиженного слоя. Размеры данного

86 Нефть и газ № 3, 2017 слоя зависят от размеров частиц песка, свойств флюидов и скорости потока газа. В зависимости от данных параметров существует определенная скорость газа, при которой неподвижный слой пробки переходит в псевдосжиженное состояние. Влияние псевдосжиженного слоя на дебит скважины меньше, чем неподвиж- ной пробки, однако при скорости потока меньше скорости выноса данный слой после остановки скважины оседает на забой, что приводит к падению дебита скважины при дальнейшей эксплуатации. Снижение дебита скважин, эксплуатируемых с песчаной пробкой, является ре- зультатом снижения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротив- ления. Величина этого сопротивления зависит от фильтрационных характеристик пробки, фильтрационных параметров пласта и его расчлененности, неоднородности пласта по площади и разрезу, а также величины перекрытия пласта пробкой. Анализируя бездействующий фонд скважин Ямбургского месторождения сле- дует отметить, что основными причинами бездействия являются обводнение скважин из-за подтягивания конуса подошвенной воды вследствие подъема газо- водяного контакта (ГВК), низкие устьевые параметры работы скважин из-за сни- жения газонасыщенности пород-коллекторов, применение малоэффективных тех- нологий при проведении водоизоляционных работ, невозможность освоения сква- жин вследствие поглощения технологических жидкостей при ремонте скважин. Эксплуатационные скважины Ямбургского месторождения оснащены лифто- выми колоннами различного диаметра как по пакерной, так и по беспакерной схе- ме эксплуатации. Распределение эксплуатационного фонда скважин по диаметру лифтовой колонны и схеме эксплуатации представлены в таблице.

Распределение эксплуатационного фонда скважин по диаметру лифтовой колонны и схеме эксплуатации

Схема эксплуатации Диаметр лифтовой колонны, мм Всего единиц скважин 102 114 127 146 168 Пакерная 0 8 0 1 326 335 Беспакерная 3 637 1 0 21 662 Всего единиц 3 645 1 1 347 997

Большие диаметры насосно-компрессорных труб (НКТ) обеспечивают высокие дебиты скважин на начальном этапе разработки месторождения, что является сей- час основным фактором, осложняющим добычу газа. Низкие скорости потока газа в НКТ не создают устойчивых условий для непрерывного выноса жидкости и ме- ханических примесей из скважины на поверхность, что приводит к снижению де- битов вплоть до полной остановки скважин. В настоящее время на скважинах Ямбургского месторождения проводятся ра- боты по замене лифтовых колонн диаметром 168 мм на лифтовые колонны диа- метром 114 мм. На данном этапе разработки в условиях падающей добычи, а так- же в связи с общим падением пластового давления, подъемом уровня ГВК, нару- шением устойчивости ПЗП скважин, ухудшением технического состояния экс- плуатационных скважин происходит рост числа скважин, эксплуатация которых осложнена накоплением жидкости на забоях скважин. Для оценки условий самозадавливания скважин Ямбургского месторождения были проведены анализ минимально необходимого дебита для выноса жидкости с забоя скважин и расчет скоростей потока газожидкостной смеси на основе факти- ческих и прогнозных показателей. Минимально необходимый дебит газа, обеспечивающий вынос жидкости в вертикальных трубах, рассчитывается по формуле А. А. Точигина [3].

№ 3, 2017 Нефть и газ 87 Анализируя фактические режимы эксплуатации скважин были проведены рас- четы минимального дебита, необходимого для выноса конденсационной жидкости из скважины. По результатам расчетов 344 скважины Ямбургского месторождения эксплуатировались со скоростью газожидкостного потока в НКТ, необеспечиваю- щего вынос жидкости из скважины, что создает условия для накопления жидкости на забоях скважин, и как следствие их самозадавливание. Скопление конденсаци- онной жидкости отмечается не только на скважинах с 168-мм лифтовыми колон- нами, но и на скважинах, имеющих лифтовую колонну диаметром 114 мм. Сравнивая расчетные и фактические режимы, можно отметить, что количество самозадавливающихся скважин на Ямбургском месторождении больше по резуль- татам расчетов. Фактическое количество самозадавливающихся скважин совпада- ет со скважинами, где расчетная скорость в НКТ ниже минимально необходимой, остальные скважины работают в режиме самозадавливания в период сокращения добычи газа. Количество самозадавливающихся скважин постоянно изменяется в течение года, так как зависит от сезонных колебаний добычи газа. Основные причины бездействия скважин на Ямбургском месторождении: останов- ка скважин вызвана выносом песка и воды — 41 %, остановка скважин обусловлена обводненностью — 11 %, причины бездействия скважин не установлены — 48 %. На основании расчетных технологических показателей добычи газа на скважи- нах Ямбургского месторождения был проведен расчет скоростей газожидкостного потока в лифтовых колоннах скважин, что позволило сделать вывод о работе лиф- товых подъемников в период с 2016 по 2018 гг., который показывает, что в боль- шинстве скважин, оборудованных лифтовыми колоннами диаметром 168 мм и 146 мм, расчетная скорость газожидкостного потока ниже минимально необходи- мой для выноса жидкости, а это приведет к увеличению количества самозадавли- вающихся скважин. По данным скважинам рекомендуется проведение мероприятий для предот- вращения самозадавливания скважин. Одним из эффективных методов борьбы с самозадавливанием скважин является обработка ПЗП скважин составами ПАВ. Анализ положения текущих забоев эксплуатационных скважин Ямбургского ме- сторождения показывает, что применение ПАВ нецелесообразно на скважинах, где текущий забой находится в НКТ, интервал перфорации полностью перекрыт пес- чаной пробкой или имеет зумпф более 15 м. Фактические результаты замеров текущих забоев в эксплуатационных скважи- нах Ямбургского месторождения показали, что из 997 скважин эксплуатационного фонда замеры выполнены в 946 скважинах, из них текущий забой в НКТ наблюда- ется у 363 скважин, в 183 скважинах зумпф превышает более 15 м. Таким образом, положение текущих забоев относительно НКТ и интервалов перфорации позволяет использовать ПАВ на 400 скважинах Ямбургского месторождения. В скважинах, где отмечен рост песчаной пробки в интервале перфорации, при применении ПАВ будет наблюдаться повышение выноса песка, что связано с вы- сокой несущей способностью пены. По данным гидродинамических исследований вынос песка наблюдается из 90 скважин, а в 52 скважинах интенсивный вынос песка сокращает дебит скважин. В этих скважинах применение ПАВ не рекомен- дуется, наиболее целесообразно проводить в них работы по креплению ПЗП. По результатам анализа текущего геолого-технического состояния эксплуата- ционных скважин, фактических и прогнозных показателей эксплуатации скважин Ямбургского месторождения можно выделить для внедрения ПАВ с целью обра- ботки ПЗП от 300 до 400 скважин. Технические жидкости для обработки ПЗП яв- ляются химическими реагентами различного состава: хлористый кальций, мета- нол, ДЭГ, ингибиторы коррозии и солеобразования, ПАВ и др.

88 Нефть и газ № 3, 2017 Отличительными характеристиками этих реагентов является то, что они суще- ственно влияют на минерализацию и состояние компонентов состава вод, полу- чаемых из эксплуатационных скважин. Разрабатываемые составы ПАВ должны обеспечивать вспенивание конденса- ционной жидкости и пластовой воды с минерализацией 10 г/л. Для удаления жидкости из эксплуатационных скважин могут применяться жидкие или твердые составы ПАВ. Жидкие составы доставляются на забой сква- жины закачиванием в затрубное пространство или с использованием скважинного трубопровода, спущенного в скважину до забоя. При обработке скважин твердыми составами их сбрасывают на забой скважины в виде стержней или шаров. Перед обработкой ПАВ на скважине проводят гидрохимический анализ выно- симой жидкости, по результатам которого проводят подбор ПАВ в лабораторных условиях. Лабораторными исследованиями оценивают способности ПАВ к вспе- ниванию скважинных жидкостей: конденсационной, пластовой воды, технических жидкостей. По стойкости получаемой из ПАВ пены подбирают концентрацию ПАВ в скважинной жидкости, при которой начинается пенообразование. Разрабатывае- мые составы ПАВ должны обеспечивать вспенивание жидкости с минерализацией от 1 до 12 г/л и более 30 г/л. Жизненный цикл пены должен обеспечивать возможность ее выноса из сква- жины на поверхность и дальнейшее ее разрушение. Используемые ПАВ не долж- ны отрицательно влиять на осушающие свойства ДЭГ, работу скважины и корро- зию промыслового оборудования. В результате проведенных исследований были разработаны составы ПАВ для вспенивания конденсационной воды и смеси конденсационной и пластовой воды, в состав которых входят такие реагенты, как препарат ОС-20 марки А, лаурил- сульфат натрия, ПЭГ–4 000 и КМЦ в различных пропорциях. Разработанные со- ставы ПАВ обладают свойствами образовывать стойкую пенную систему и имеют степень разрушения от 10 до 35 %. В процессе нахождения реагента на забое скважины происходит его растворе- ние в скважинной жидкости. Скорость растворения реагента в скважинной жидко- сти зависит от скорости и объема проходящего газа. При фильтрации газа через оставшуюся на забое жидкость происходит вспенивание раствора. Имея плотность в 3 или 4 раза ниже плотности воды, пенная система потоком газа поднимается по НКТ к устью скважины, что обеспечивает вынос скважинной жидкости. Разработанные составы ПАВ позволяют удалять конденсационную жидкость с примесью пластовой воды с забоев скважин, не оказывая негативного влияния на газосборную сеть, дожимной комплекс и установки осушки газа.

Список литературы 1. Рассохин Г. В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1977. – 190 с. 2. Репнин Н. Н., Девликамов В. В., Юсупов О. М. Технология механизированной добычи нефти. – М.: Недра, 1976. – 210 с. 3. Одишария Г. Э., Точигин А. А. Прикладная гидродинамика газожидкостных систем. – М.: ВНИИГАЗ, Ива- новский гос. энергетический ун-т, 1998. – 400 с.

Сведения об авторах Information about the authors Паникаровский Евгений Валентинович, к. т. н., до- Panikarovskii E. V., Candidate of Engineering, Asso- цент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, ciate professor at the Department of Oil and Gas Wells Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. Drilling, Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)360601, e-mail: [email protected] 8(3452)360601, e-mail: [email protected] Паникаровский Валентин Васильевич, д. т. н., Panikarovskii V. V, Doctor of Engineering, Professor профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтя- at the Department of Oil and Gas Wells Drilling, Industrial ных и газовых месторождений, Тюменский индустри- University of Tyumen, phone: 8(3452)305700 альный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)305700

№ 3, 2017 Нефть и газ 89 УДК 622.276 ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЗМА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ В ЗАКАЧИВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ ОТ УСТЬЯ ДО ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ INVESTIGATION OF THE MECHANISM OF THE PRESSURE WAVES DISTRIBUTION IN THE INJECTED FLUID FROM THE WELLHEAD TO THE BOTTOM HOLE

М. Я. Хабибуллин, Р. И. Сулейманов, М. Л. Галимуллин, Л. М. Зарипова M. Ya. Habibullin, R. I. Suleymanov, M. L. Galimullin, L. M. Zaripova

Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета, г. Октябрьский

Ключевые слова: пласт; скважина; устье; забой; пульсатор; Гельмгольц; потенциал; скорость Key words: seam; chink; embouchure; slaughtering; pulser; Helmholtz; capacity; speed

Создаваемые упругие волны на устье скважины на ее забой передаются через поток жидкости. При этом часть энергии этих волн уходит на преодоление дисси- пативных сил, а часть доходит до забоя скважины и распространяется в пласт. Проникая в глубь пласта, волны приводят к изменению характера распределения давления в нем и увеличению его проницаемости [1–5]. Этой проблеме посвящены работы, в которых, однако, не учитывается динами- ческая связь системы пласт — скважина. Например, в работах [6–8] рассмотрено влияние упругих волн на пласт и призабойную зону, когда генератор упругих волн установлен на забое скважины. Здесь же отмечено, что помимо забойных конст- рукций импульсных устройств существуют и устьевые разновидности аналогично- го назначения, применение которых в некоторых случаях оправдано. Использова- ние устьевых пульсаторов исключает дополнительное использование материаль- ных затрат, связанных со спуском в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) (при соблюдении надежности эксплуатационной колонны), и, что са- мое главное, на наш взгляд, позволяет вести непосредственный контроль за рабо- той устройства, регулируя и внося коррективы в режимные параметры. На практике генератор упругих волн легче установить на устье скважины. При этом упругие волны передаются на забой скважины через поток закачиваемой жидкости. Поэтому исследование распространения упругих волн через поток жид- кости с учетом динамической связи системы пласт — скважина представляет как научный, так и практический интерес. Рассмотрим совместно процесс плоскорадиальной фильтрации гомогенной жидкости в однородном пласте и динамику течения поступающей жидкости в ко- лонне НКТ. При этом на устье скважины генератором создаются упругие волны, передающиеся через поток жидкости в пласт. В связи с этим возникает необходимость рассмотреть распространение колеба- ний жидкости от устья до забоя скважины для определения оптимальных парамет- ров, необходимых при разработке новых конструкций устьевых пульсаторов. Рас- смотрим трубу с круглым сечением. В цилиндрической системе координат волно- вое уравнение имеет вид [9–11]

1 ∂  ∂Φ  1 ∂ 2Φ ∂ 2Φ 1 ∂ 2Φ r  + + − = 0 , (1) r ∂ r  ∂ r  r 2 ∂ϕ 2 ∂ z2 c2 ∂ t 2

где Ф(r, ϕ, z, t) — потенциал скорости потока жидкости; с — скорость распростра- нения колебаний.

90 Нефть и газ № 3, 2017 Потенциал скорости потока жидкости создает возмущающие упругие волны, которые через поток закачиваемой жидкости передаются на забой скважины. Эти волны могут иметь различные формы. В данной работе рассматривается трапецеи- дальная форма изменения возмущающих упругих волн. Решение уравнения (1) должно представляться конечными и дифференцируе- мыми функциями координат для области 0 ≤ r ≤ a (где a — радиус трубы); 0 ≤ ϕ ≤ 2π;− ∞ ≤ z ≤ +∞ . Для жесткой трубы (абсолютно нерастяжимые и неупру- гие стенки) эти функции должны удовлетворять условию исчезновения радиаль- ной составляющей скорости на поверхности трубы, то есть

∂Φ = 0 ∂ r r =a

Для установившихся гармонических колебаний представим потенциал скоро- сти в виде Ф = ψ(r, ϕ, z)eiωt и после подстановки в волновое уравнение получим уравнение Гельмгольца относительно амплитудной части ψ(r, ϕ, z) в цилиндриче- ских координатах

1 ∂  ∂ψ  1 ∂ 2ψ ∂ 2ψ ω 2   + + − ψ = (2) r  2 2 2 2 0. r r  ∂ r  r ∂ϕ ∂ z c

Если искомую функцию представить в виде ψ(r, ϕ, z) = R(r) ⋅ x(ϕ) ⋅ Z(z), то уравнение Гельмгольца разделится на три обыкновенных дифференциальных уравнения второго порядка относительно функций R, x, z:

d 2 x + m2 x = 0, (3) dϕ 2

d 2 z + γ 2 z = 0, (4) dz 2

d 2R 1 dR  m2  + +  2 −  = (5) 2 k 2 R 0, dr r dr  r  ω 2 где k 2 + γ 2 = , m = 0, 1, 2, ... . c2

Решение уравнений (3)–(5) приведено в [12]. Здесь уместно отметить, что в данном конкретном случае колебания жидкости происходят в частном диапазоне, нижняя граница которого ~ 5 Гц, а максимальный диаметр трубы dmax ~ 0,11 м. Та- ким образом, длина волны колебаний (λ ~ 3⋅107 м, что соответствует частоте 5 Гц ) гораздо больше диаметра трубы. Согласно критерию «узкой» трубы d < 1,22λ [12], в этом случае могут существовать только бегущие плоские волны, которые рас- пространяются с фазовой скоростью с. По мере распространения колебаний жидкости их амплитуда уменьшается. Для данных условий это связано с диссипативными процессами, вызываемыми вязко- стью и теплопроводностью среды, влиянием стенок, а также рассеянием на неод-

№ 3, 2017 Нефть и газ 91 нородностях. Для амплитуды давления колебательного процесса, описываемого плоской волной, существует следующая зависимость:

-αч Р=Р0⋅ е , (6)

где α — коэффициент поглощения (в соответствии с формулой Стокса — Кирхго- фа [12]): ω 2 4  1 1  α =  η+θ −  , (7) 3   2ρ0c 3  cv c p 

где с — скорость распространения колебания с частотой ω. Вт Для данной рабочей жидкости сv = cp; теплопроводность θ = 0,597 ; плот- м ⋅ с ность жидкости в невозмущенном состоянии (колебания отсутствуют) 3 3 6 ρ0 = 1,25 ⋅10 кг/м ; вязкость η = 10 кг/с⋅м. Тогда формула (7) видоизменяется

2ω 2 α = ⋅η 3 . (8) 3ρ0c

При малых частотах коэффициент поглощения незначителен, что подтвержда- ется дальнейшими расчетами [13–15] (рис. 1, 2). На рисунке 1 приведена зависимость амплитуды (6) давления от глубины сква- жины для колебаний с различными частотами при рабочем давлении на устье 1,4 ⋅ 107 Н/м2.

Рис. 1. Зависимость амплитуды давления от глубины скважины при различных частотах пульсации жидкости

Для частот, не превышающих 20 Гц, потери в амплитуде давления вследствие диссипативных процессов порядка 17 % до глубины скважины в 2 000 м. При бо- лее низкочастотных колебаниях наблюдается значительное затухание, что просле- живается также по зависимости амплитуды от частоты при средней глубине сква- жин х = 1 600 м (см. рис. 2).

92 Нефть и газ № 3, 2017

Рис. 2. Зависимость амплитуды давления от частоты при фиксированной глубине х = 1 600 м

На рисунках 3, 4 представлены результаты численного расчета при заданных выше исходных данных для определения изменения забойного давления.

Рис. 3. График изменения забойного Рис. 4. График изменения забойного давления в зависимости от времени давления в зависимости от времени Rk = 100 м; r = 0,75 м Rk = 200 м; r = 0,75 м

Забойное давление при трапецеидальном изменении устьевого давления носит затухающий колебательный характер (см. рис. 3 и 4). Через некоторое время зату- хающая часть колебания исчезает, и остается только вынужденная часть. Причем период затухающих колебаний во много раз больше, чем период возмущающего давления. Кроме того, с увеличением радиуса контура пласта амплитудное значе- ние забойного давления уменьшается.

Список литературы 1. Патент на изобретение RUS 2198288 12.10.1999. Способ закачки жидкости в нагнетательные скважины и устройство для его осуществления. Султанов Б. З., Тухтеев Р. М., Хабибуллин М. Я., Туйгунов М. Р. 2. Хабибуллин М. Я., Шангареев Р. Р. Исследование процессов влияния давления и частоты импульсов на про- никновение жидкости в песчанных образцах // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2016. – № 4. – С. 120–125. 3. Хабибуллин М. Я., Арсланов И. Г., Абдюкова Р. Я. Лабораторная установка по исследованию процессов при импульсной закачке жидкостей впласт // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2016. – № 2. – С. 14–16. 4. Аббасов Э. М., Агаева Н. А. Распространение упругих волн, создаваемых в жидкости, с учетом динамиче- ской связи системы пласт — скважина // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2014. – № 1. – С. 77–84. 5. Хабибуллин М. Я., Сидоркин Д. И. Определение параметров колебаний колонны насосно-компрессорных труб при импульсной закачке жидкостей в скважину // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2016. – Т. 3, № 3. – С. 27–32. 6. Патент на изобретение RUS 2241825 13.02.2003. Устройство для закачки жидкости. Гилаев Г. Г., Тухтеев Р. М., Хабибуллин М. Я., Ибраев Р. А. 7. Хабибуллин М. Я., Сулейманов Р. И., Давыдов А. Ю. Теоретические и лабораторные исследования работы устройства для импульсной закачки жидкостив скважину // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2016. – № 3. – С. 16–21.

№ 3, 2017 Нефть и газ 93 8. Хабибуллин М. Я., Сулейманов Р. И., Сидоркин Д. И. Лабораторно-теоретические исследования работы двухбалансирной конструкции устройства для импульсной закачки жидкости в скважину // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2016. – № 5. – С. 109–113. 9. Мирзаджанзаде А. Х., Шахвердиев А. Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче. Системный анализ, диагноз, прогноз. – М.: Наука, 1997. 10. Корн Г. A., Корн Т. M. Справочник по математике для научных работников и инженеров. – М.: Наука, 1984. 11. Сулейманов Б. А., Аббасов Э. М. Восстановление забойного давления при вытеснении нефти водой с учетом не мгновенного прекращения притока в скважину // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2010. – № 2. – С. 20–24. 12. Хабибуллин М. Я., Арсланов И. Г. Параметры неустановившегося движения закачиваемой жидкости в колонне насосно-компрессорных труб при работе импульсных устройств // Нефтегазовое дело. – 2014. – № 1. – С. 148–165. 13. Арсланов И. Г., Хабибуллин М. Я. Информационные технологии в расчетах нефтепромыслового оборудова- ния // Научное обозрение. – 2015. – № 6. – С. 74–83. 14. Петров В. А., Петрова Л. В., Хабибуллин М. Я. Эффективность применения колтюбинговой технологии в условиях НГДУ «Туймазанефть» // В сборнике: Современные технологии в нефтегазовом в нефтегазовом деле. – 2014. – С. 375–378. 15. Хабибуллин М. Я., Петров В. А. Оборудование подземное установки скважинного штангового насоса. – Уфа, 2015.

Сведения об авторах Information about the authors Хабибуллин Марат Яхиевич, к. т. н, доцент ка- Habibullin M. Ya., Candidate of Engineering, Asso- федры нефтепромысловых машин и оборудования, фи- ciate Professor at the Department of Oil field Machinery and лиал Уфимского государственного нефтяного техниче- Equipment, Ufa State Petroleum Technological University, ского университета, г. Октябрьский, тел. Oktyabrsky Branch, phone: +79177414994, e-mail: m- +79177414994, e-mail: [email protected] [email protected] Сулейманов Рустэм Исхакович, к. т. н., доцент, Suleymanov R. I., Candidate of Engineering, Associate зав. кафедрой нефтепромысловых машин и оборудова- Professor, Head of the Department of Oil field Machinery ния, филиал Уфимского государственного нефтяного and Equipment, Ufa State Petroleum Technological Univer- технического университета, г. Октябрьский, e-mail: sity, Oktyabrsky Branch, e-mail: [email protected] [email protected] Галимуллин Миниварис Лутфуллинович, к. т. н., Galimullin M. L., Candidate of Engineering, Associate доцент кафедры нефтепромысловых машин и оборудо- Professor at the Department of Oil field Machinery and вания, филиал Уфимского государственного нефтяного Equipment, Ufa State Petroleum Technological University, технического университета, г. Октябрьский Oktyabrsky Branch Зарипова Лилия Мавлитзяновна, к. т. н., доцент Zaripova L. M., Candidate of Engineering, Associate кафедры нефтепромысловых машин и оборудования, Professor at the Department of Oil field Machinery and филиал Уфимского государственного нефтяного техни- Equipment, Ufa State Petroleum Technological University, ческого университета, г. Октябрьский Oktyabrsky Branch ______

УДК 622.279.5 НОВЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ NEW APPLICATIONS FOR LOW-PRESSURE GAS AT THE END OF FIELD LIFE

Р. Е. Шестерикова, А. А. Шестерикова R. E. Shesterikova, A. A. Shesterikova

Северо-Кавказский федеральный университет, г. Ставрополь

Ключевые слова: низконапорный газ; газопровод; транспорт газа; энергозатраты; новые технологии; компримирование Key words: low-pressure gas; gas pipeline; gas transportation; energy consumption; new technologies; compression

Низконапорный газ (ННГ), который сжигается на факелах, – это газ, промыш- ленное использование которого с глубоким компримированием и дальнейшим транспортом в настоящее время экономически нерентабельно. В структуре запасов только Ямало-Ненецкого автономного округа уже сейчас выделяется от 3 до 5 трлн м3 низконапорного газа. В настоящее время стоит задача поиска эффективных путей использования ресурсов углеводородного газа. Основ- ные направления использования ННГ следующие: • в качестве топлива для получения тепловой и электроэнергии (печи, подог- реватели); • получение сжиженного газа; • использование в процессах газохимии — производство метанола, СЖТ.

94 Нефть и газ № 3, 2017 Все перечисленные методы имеют большое значение и должны совершенство- ваться и развиваться. Однако, необходимо отметить, что все предлагаемые техни- ческие решения отличаются высокими энергозатратами. Например, процессы получения топлива из метана по способу Фишера — Тропша всегда сопровождаются уменьшением калорийности получаемого продук- та по сравнению с теплотворной способностью метана, затраченного на синтез этого топлива. Так, теплота сгорания метана составляет 11 984 ккал/кг, а метанола — продукта реакции Фишера — Тропша — 5 053 ккал/кг, то есть в 2,4 раза ниже. На рисунке 1 показана зависимость снижения теплотворной способности полу- чаемых топлив от их молекулярной массы. Из приведенных данных (см. рис. 1) следует, что чем больше молекулярная масса получаемого топлива, тем ниже его калорийность по сравнению с калорийностью метана, который является сырьем для получения этого топлива.

Рис. 1. Уменьшение калорийности синтезируемого топлива в сравнении с метаном

В марте 2003 года на совещании в Надыме по теме «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии соци- альной сферы газодобывающих регионов» было озвучено предложение по исполь- зованию низконапорного газа для производства метанола [1]. Процесс получения метанола из природного газа освоен промышленностью и позволяет обеспечивать этим продуктом газодобывающие предприятия для борьбы с гидратообразовани- ем. Метанол можно использовать как топливо для двигателей внутреннего сгора- ния и других целей. Технология получения метанола включает несколько стадий, которые проводятся в следующей последовательности [2]. Первая стадия — получение синтез-газа паровой или углекислотной конверси- ей природного газа.

СН4 + Н2О = СО + 3Н2 – 206,41 кдж/моль

СН4 + СО2 = 2СО + 2Н2 – 248,28 кдж/моль

Процесс сопровождается поглощением тепла, проводится при давлении 3,0–4,0 МПа и температуре 700–900 0С. Вторая стадия — полученный синтез-газ компримируется до 7,0 МПа и на- правляется на синтез метанола, который традиционно проводится на высокотем- пературном цинкхромовом катализаторе при температуре 310–400 0С и давлении 27,5–43,1 МПа или низкотемпературном цинк-медь-алюминиевом, цинк-хром- медном катализаторах при температуре 200–280 0С и 5–10 МПа. Третья стадия — конденсация полученного метанола. При использовании в качестве сырья газа низкого давления процесс синтеза из него метанола осложняется необходимостью повышения давления этого газа до 3,0–4,0 МПа, что вызывает необходимость дополнительных энергетических затрат № 3, 2017 Нефть и газ 95 и дополнительного громоздкого оборудования. Нами проведена энергетическая оценка такого способа утилизации низконапорного газа, результаты которой пока- зывают следующую структуру энергозатрат:

• общий расход сырьевого газа 1 497 м3/т • калорийность сырьевого газа 8 000 ккал/м3 • калорийность метанола 3 200 ккал/м3 • коэффициент энергоемкости процесса (КЭП) 8,3

Таким образом, для получения 1 т метанола требуется 1 497 м3 метана, а по теории — 700 м3. Калорийность полученного метанола в 2,5 раза меньше, чем энергия, которую можно получить из метана, израсходованного на получение ме- танола. Инженерное совершенство процесса низкое, так как приходится затрачи- вать в 8,3 раз больше энергии, чем требуется по теории. Результаты выполненных расчетов показывают, что такая технология высоко- энергозатратна, не отвечает требованиям ресурсосбережения и использовать ее для промышленного получения метанола в качестве топлива нерационально. Этот про- цесс имеет значение только для получения метанола как ингибитора гидратообразо- вания для газовой отрасли и в качестве сырья для химической промышленности. Необходимо обратить внимание на то, что авторы предложенных процессов за- частую умалчивают, что для реализации их требуется не низконапорный газ, а газ высокого давления. Например, процесс синтеза метанола протекает при 2,0–3,0 и 7,0 МПа, для получения синтетического топлива требуется газ с давлением 6,0 МПа, топливный газ для газотурбинных приводов должен иметь давление от 0,8 до 3,0 МПа. Таким образом, для реализации предложенных технологий не- обходимо в первую очередь решить задачу компримирования низконапорного газа до необходимых давлений в 2,0–6,0 МПа. Решение этой задачи с помощью современных турбокомпрессоров неэконо- мично из-за низкого КПД многоколесных машин, который при степенях сжатия 8–10 не превышает нескольких процентов. У нефтяников для утилизации попутно- го нефтяного газа используются различные модификации установок с использова- нием эжекторов для повышения давления газа. Однако для утилизации низкона- порного природного газа применение эжекторов весьма ограничено — только для обеспечения энергетических нужд промысла. Для работы газовых эжекторов необходим поток активного газа, расход кото- рого значительно больше расхода компримируемого газа. Кроме того, давление потока активного газа должно быть значительно больше давления компримируе- мого газа и давления, получаемого на выходе смешанного потока. В таблице 1 приводятся параметры работы газового эжектора. Таблица 1

Характеристика работы эжектора газ — газ

Наименование показателя Величина 3 Расход низконапорного газа, Qг, млн. м /сут 0,4 3 Расход рабочего газа,Qp, млн. м /сут 5 Давление низконапорного газа, Рг, МПа 2,0 Давление рабочего газа, Рр, МПа 12,0 Давление полученной газовой смеси, Рсм, МПа 5,8 Отношение расходов газа, Qp/Qг 12,5 Степень расширения рабочего газа, Рр/Рсм 2,1 Степень сжатия низконапорного газа, Рсм/Рннг 2,9 КПД установки, η 0,12

Из приведенных данных (см. табл. 1) следует, что низкий КПД использования энергии (12 %) обусловлен большим расходом рабочего газа, который в 12,5 раз

96 Нефть и газ № 3, 2017 больше расхода компримируемого газа, и давлением рабочего потока, который больше давления компримируемого газа в 6 раз. Попытки увеличить степень сжа- тия газа низкого давления за счет увеличения числа ступеней сжатия (n) эжекто- рами неизбежно приведет к еще большим потерям энергии, поскольку общий КПД многоступенчатого эжектора определяется уравнением

n ηобщ = η ,

где ηобщ — общий КПД многоступенчатой эжекционной установки; η — КПД од- ной ступени эжектирования; n — число ступеней эжектирования. В таблице 2 приводятся характеристики работы эжекторов, рабочим потоком в которых является жидкость [3]. Из приведенных данных следует, что КПД исполь- зования энергии для эжекторов жидкость — газ не превышает даже 30 %, но в сравнении с эжекторами газ — газ выше (см. табл. 2). Массовый расход жидкости значительно больше, чем расход компримируемого газа, а давление, развиваемое насосом, больше давления газа как до компримирования, так и после него.

Таблица 2

Параметры работы эжектора газ — жидкость

Наименование показателя Величина Активный поток — жидкость конденсат конденсат Давление активного потока, МПа 5,8 2,7 Расход активного потока, кг/ч 105 105 Давление пассивного потока, МПа 1,6 0,6 Расход пассивного потока, кг/ч 2 590 592 Давление сжатого газа, МПа 2,7 1,7 Степень сжатия газа, е 1,69 2,83 Работа на сжатие газа, ккал/ч 35 778 16 277 Работа активного потока, ккал/ч 2·105 7,4·104 КПД 0,231 0,221

Любые конструкции эжекторов имеют низкий КПД по использованию энергии и применяются только для компримирования газа со степенью сжатия не более 3. Для утилизации газа низкого давления этого совершенно недостаточно, поскольку необходимо иметь устройства, которые обеспечивают степень сжатия более 10. Например, для утилизации газа с давлением 0,15 МПа в процессе получения метанола его необходимо сжать до давления 3,0 МПа, что соответствует степени сжатия ε = 20. Для такого компрессора КПД не будет превышать 8 %. Производст- во метанола при таких энергозатратах будет нерентабельным. Приведенные цифры указывают на необходимость поиска новых энергоэффек- тивных технических решений этой задачи. Если в ближайшие годы не удастся создать новую, энергоэффективную технологию компримирования низконапорно- го газа, то громадные запасы природного газа северных месторождений останутся в продуктивных пластах. Известно устройство для сжатия газа без использования многоступенчатых га- зовых компрессоров и эжекторов различного типа [4]. В основу положен процесс сжатия газа в замкнутом объеме с помощью жидкостного поршня. Для непрерыв- ного отбора низконапорного газа из скважины или другого источника в техноло- гической схеме устанавливаются два сосуда одинакового объема, которые соеди- няются с насосом и трубопроводами низкого и высокого давления. На сосудах ус- танавливаются уровнемеры, манометры, на подводящих трубопроводах — обрат- ные клапаны. Контроль за работой установки и автоматическое переключение кранов осуществляются по показаниям манометров и уровнемеров. Принципиальная технологическая схема компримирования газа и подачи его в газотранспортную систему приводится на рисунке 2. № 3, 2017 Нефть и газ 97 Процесс компримирования осуществ- ляется следующим образом. Например, в начале процесса емкость Е-1 заполнена низконапорным газом (обратный клапан на низконапорной стороне закрыт), а другая емкость Е-2 заполнена рабочей жидкостью. Всасывающий патрубок на- соса Н-1 соединен с емкостью Е-2 через трехходовой кран К-2, а нагнетательный патрубок насоса — через трехходовой кран К-1 с емкостью Е-1. Путем откачи- вания жидкости из емкости Е-2 насосом Н-1 в емкость Е-1 (Е-2–>К-2–>H-1–>К- 1–>Е-1) осуществляется повышение дав- ления газа в ней, что приводит к закры- тию обратного клапана 1 на линии газа низкого давления. При повышении дав- ления в емкости Е-1 до давления в высо- конапорном газопроводе сжатый газ из Рис. 2. Принципиальная емкости Е-1 через обратный клапан 2 технологическая вытесняется в газопровод высокого дав- схема компримирования газа: ления. По мере откачивания жидкости из Е-1, 2 — емкости; У-1, 2 — уровнемеры; емкости Е-2 давление в ней снижается и К-1, 2 — трехходовые краны; становится меньше давления в низкона- Н-1 — насос; I — низконапорный газ; II — газ высокого давления; порном газопроводе, что обеспечивает ее III — рабочая жидкость заполнение низконапорным газом через обратный клапан 3. Когда газ из емкости Е-1 будет полностью вытеснен в высоконапорный газо- провод (при этом емкость Е-2 будет полностью заполнена газом низкого давле- ния), происходит автоматическое переключение трехходовых кранов К-1 и К-2. После этого процесс повторяется. Частота переключения кранов зависит от объема емкостей Е-1 и Е-2, расхода компримируемого газа и его давления. В технологической схеме могут применяться емкостные аппараты высокого давления любой конструкции. При необходимости использования аппаратов большого объема целесообразно применять газовые трубы большого диаметра, соединяя их в отрезки трубопровода нужного объема. В схеме могут использоваться насосы, выпускаемые машиностроительными заводами для газовой, нефтяной, энергетической и химической отраслей промыш- ленности с широким диапазоном производительности и давления нагнетания. В качестве жидкостного поршня в технологии могут использоваться вода, водные растворы, жидкие углеводороды или органические вещества. Рабочие жидкости различного состава позволяют при необходимости проводить одновременно ком- примирование и абсорбцию газа. Например, для осушки могут использоваться гликоли, для извлечения тяжелых углеводородов из газа — нефть, масла, для из- влечения сероводорода — специальные реагенты. Технология жидкостного поршня легко совместима с существующими схемами технологических процессов добычи и переработки газа и позволяет сжимать газы любого состава, в том числе с наличием сероводорода, мехпримесей и углеводо- родного конденсата; одновременно со сжатием очищать газ от кислых компонен- тов; понизить точку росы компримируемого газа; утилизировать факельный газ в объеме 100 %. Технология отличается высоким уровнем эксплуатационной надежности, так как используются насосы, уровень надежности которых выше, чем компрессоров;

98 Нефть и газ № 3, 2017 конструктивной простотой; отсутствием дорогостоящих материалов; отсутствием маслостанций; возможностью размещения на открытой площадке, что исключает оборудование специальных компрессорных помещений; низкими капитальными и эксплуатационными затратами и малым сроком окупаемости. Энергоэффективность новой технологии определяется сравнением энергоза- трат с компримированием газа центробежным компрессором. На рисунке 3 приво- дится зависимость изменения КПД (η = Ет/Еф) центробежного компрессора и жид- костного поршня от степени сжатия газа.

Рис. 3. Зависимость КПД жидкостного поршня и компрессора от степени сжатия

Из приведенных данных следует, что с увеличением степени сжатия газа КПД компрессора снижается, что приводит к резкому увеличению расхода энергии на компримирование газа. На рисунке 4 приводится сравнение затрат энергии на компримирование 1 000 м3/ч газа центробежным компрессором и жидкостным поршнем при различ- ных степенях сжатия.

Рис. 4. Затраты энергии на компримировние газа

Из приведенных данных следует, что затраты энергии на компримирование га- за жидким поршнем значительно меньше, чем центробежными компрессорами, причем с увеличением степени сжатия газа эта разница возрастает (см. рис. 4). Зависимости, полученные при сравнении энергозатрат на сжатие газа жидким поршнем и центробежным компрессором, справедливы и в отношении поршневых и винтовых газовых компрессоров. № 3, 2017 Нефть и газ 99 Представленный энергетический анализ разных методов компримирования газа показывает, что в настоящее время технология сжатия низконапорного газа жид- костным поршнем позволяет решить задачу рационального компримирования газа до необходимого давления с меньшими энергозатратами, чем при использовании известных методов.

Список литературы 1. Андреев О. П., Бан А. Г., Бублей А. Л. Опытно-промышленная установка производства метанола для ГНКМ как прототип перспективной технологии промышленного использования низконапорного газа // Всеросс. науч.-практ. конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социаль- ной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 г.). – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. 2. Астановский Д. Л., Астановский Л. З., Вертелецкий П. В. Высокоэффективное производство метанола // Га- зовая промышленность. – 2006. – № 6. 3. Разработка и промысловые испытания технологии утилизации низконапорного нефтяного газа с помощью струйных компрессоров / М. Ю. Тарасов // Нефтяное хозяйство, № 2. 2009. 4. Патент на ПМ № 99085 от 10.11.2010. Установка для компримирования газа, ПО ОАО «СевКавНИПИгаз»

Сведения об авторах Information about the authors Шестерикова Раиса Егоровна, д. т. н., доцент, Shesterikova R. E., Doctor of Engineering, Associate профессор кафедры технологии переработки нефти и Professor at the Department of Technology of Oil Refining промышленной экологии Института нефти и газа, and Industrial Ecology, Institute of Oil and Gas, North- Северо-Кавказский федеральный университет, г. Став- Caucasian Federal University, Stavropol, phone: рополь, тел. 8(8652)940297, e-mail: 8(8652)940297, e-mail: [email protected] [email protected] Шестерикова Анастасия Андреевна, студентка, Shesterikova A. A., Undergraduate, Institute of Oil and Институт нефти и газа, Северо-Кавказский федераль- Gas, North-Caucasian Federal University, Stavropol, phone: ный университет, г. Ставрополь, тел. 8(8652)574593, 8(8652)574593, e-mail: [email protected] e-mail: [email protected] ______

Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта

УДК 519.63+533.6 РАСЧЕТ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ВОСХОДЯЩЕГО ЗАКРУЧЕННОГО ПОТОКА С ПЯТЬЮ ИСТОЧНИКАМИ НАГРЕВА CALCULATION OF THERMODYNAMIC CHARACTERISTICS OF THE ASCENDING SWIRLING FLOW WITH FIVE SOURCES OF HEATING

Д. Д. Баранникова, А. Г. Обухов D. D. Barannikova, A. G. Obukhov

Тюменский государственный университет, г. Тюмень Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень Ключевые слова: система уравнений газовой динамики; полная система уравнений Навье — Стокса; краевые условия; разностные методы Key words: system of equations of gas dynamics; complete system of Navier — Stokes equations; boundary conditions; difference methods Основная идея предложенной в [1] схемы возникновения восходящего закру- ченного потока заключается в том, что в результате локального прогрева поверх- ности суши или водной поверхности появляется восходящий поток воздуха. За- мещающее его радиальное течение, направленное к центру области нагрева, под действием силы инерции Кориолиса в Северном полушарии приобретает осевую закрутку в положительном направлении. В работе [2] предложенная схема получила экспериментальное подтверждение. В экспериментах, описанных в [2], свободный вихрь инициировался нагревом сни- зу металлической круглой плиты газовой горелкой.

100 Нефть и газ № 3, 2017 Попытка математически и численно смоделировать возникновение и развитие восходящего закрученного потока с использованием локального нагрева подсти- лающей поверхности в трехмерном нестационарном случае была предпринята в работе [3]. Численные расчеты и детальный анализ возникающих сложных тече- ний вязкого сжимаемого теплопроводного газа на начальной стадии формирова- ния восходящего закрученного потока, вызванного локальным прогревом подсти- лающей поверхности, показали, что газ в начале нагрева движется в двух встреч- ных направлениях. Одно из них, радиальное, направлено от центра пятна нагрева к его границе, а другое, также радиальное, но направленное в противоположном направлении — от периферии к границе пятна нагрева. Поскольку движущиеся вдоль горизонтальной поверхности потоки газа под действием силы Кориолиса отклоняются вправо в Северном полушарии, то встречные потоки на границе области нагрева имеют противоположное направле- ние закрутки. Это неизбежно приводит к возникновению в этой области несколь- ких локальных вихрей с противоположной направленностью вращения. Что, соб- ственно говоря, и видно из проведенных расчетов. Наряду с торнадо и тропическими циклонами в природе наблюдаются [4] и так называемые огненные вихри, закрутка которых имеет другое направление: отрица- тельное в Северном полушарии и положительное в Южном. В работе [5] строго математически описано решение системы уравнений газовой динамики, передаю- щее следующее свойство течений идеального газа: если в первоначально покоя- щемся в поле тяжести газе, начиная с некоторого момента времени, плавно нагре- вается поверхность находящегося в газе вертикального цилиндра ненулевого ра- диуса, то наряду с радиальным движением газа под действием силы Кориолиса возникает и закрутка газа, которой в исходном течении не было. Направление этой закрутки отрицательное в Северном полушарии и положительное в Южном, то есть противоположное направлению закрутки торнадо и тропических циклонов. В экспериментах [6] удалось создать течения, близкие к наблюдаемым в при- роде огненным вихрям, причем без использования принудительной закрутки. В работе [6] продемонстрирована принципиальная возможность физического моде- лирования свободных концентрированных огненных вихрей в лабораторных усло- виях без использования закручивающих устройств от нескольких источников на- грева. Подробно описана экспериментальная установка для генерирования свобод- ных огненных вихрей, и проведен детальный анализ особенностей их возникновения. Покадровая фиксация позволяет получать информацию об основных параметрах процесса генерации огненных вихрей и их интегральных характеристиках. Цель данной работы — численное моделирование и детальный анализ термо- динамических характеристик возникающих сложных течений вязкого сжимаемого теплопроводного газа на начальной стадии формирования восходящего закручен- ного потока, вызванного локальным прогревом подстилающей поверхности пятью источниками нагрева. Для описания сложных трехмерных нестационарных течений сжимаемого по- литропного газа, обладающего диссипативными свойствами вязкости и теплопро- водности, используется полная система уравнений Навье — Стокса, которая, бу- дучи записанной в безразмерных переменных с учетом действия сил тяжести и Кориолиса в векторной форме, имеет следующий вид [7]:

   ρ +V ⋅∇ρ + ρ div V = 0,  t    T 1    µ 1  3  V + (V ⋅∇)V + ∇ρ + ∇T = g − 2Ω×V + 0 ∇(div V )+ ∆V ,  t γρ γ ρ    4 4     κ µ γ (γ −1) (1) T +V ⋅∇T + (γ −1)T div V = 0 ∆T + 0 {[(u − v ) 2+  t ρ 2ρ x y   2 2 3 2 2 2  + (ux − wz ) + (vy − wz ) ]+ [(uy + vx ) + (uz + wx ) + (vz + wy ) ],  2 

№ 3, 2017 Нефть и газ 101 где постоянные значения безразмерных коэффициентов вязкости и теплопровод-

ности следующие: µ0 = 0,001 ,κ0 ≈1,46µ0 . Эта система в дифференциальной фор- ме передает законы сохранения массы, импульса и энергии в движущейся сплош- ной среде. В системе (1): t — время; x, y, z — декартовы координаты; ρ — плотность  газа; V = (u,v, w) — вектор скорости газа с проекциями на соответствующие де-  картовы оси; T — температура газа; g = (0,0,− g) — вектор ускорения силы тяже-   сти; γ = 1,4 — показатель политропы для воздуха; − 2Ω ⋅ V = (av − bw,− au,bu) —   вектор ускорения Кориолиса, где a = 2Ωsinψ , b = 2Ωcosψ , Ω = Ω ; Ω — вектор угловой скорости вращения Земли; ψ — широта точки O — начала декартовой системы координат xyzO , вращающейся вместе с Землей; ∇ и div — операторы градиента и дивергенции по декартовым пространственным переменным, точкой обозначено скалярное произведение векторов. В качестве начальных условий при описании соответствующих течений сжи- маемого вязкого теплопроводного газа в случае постоянных значений коэффици- ентов вязкости и теплопроводности принимаются функции, задающие точное ре- шение [8] системы (1)

lx00 u = 0, v = 0, w = 0, T0 (z) = 1− kz , k = , T00 o l = 0,0065 К/м, x00 = 5 м, T00 = 288 К (2)

ν − γ g ρ (z) = (1− kz) 1; ν = = const > 0 . (3) 0 k Расчетная область представляет собой куб с длинами сторон x0 = y0 = z0 =1. На нижней грани z = 0 расчетной области вертикальная составляющая скоро- сти газа полагалась равной нулю, то есть w = 0 . Постепенный же нагрев до темпе- ратуры 300 0С в пяти областях моделировался следующей функциональной зави- симостью температуры от координат точек и времени нагрева:  (x − x )2 + (y − y )2  T (x, y,t) = 1+T * (1− exp(−10t))exp− n n  , (4)  2   r0  где T * = 0,99 — превышение максимального безразмерного значения температуры

над масштабным единичным значением; r0 = 0,025 — безразмерное значение эф-

фективных радиусов областей нагрева; xn , yn ,n = 1,2,3,4,5 — координаты пяти центров нагрева нижней грани расчетной области, расположенных на диагоналях квадрата и в точке их пересечения. Две другие составляющие скорости газа и плотность на нижней грани расчетной области значения брались из условия не- прерывности потока газа. На остальных пяти гранях расчетной области для всех пяти газодинамических характеристик — плотности, температуры и трех компо- нент вектора — скорости брались из условия непрерывности [9]. Другими словами, выбранные граничные условия моделируют процесс возник- новения трехмерных нестационарных течений сжимаемого вязкого теплопровод- ного газа при локальном нагреве пятью источниками нижней грани с возможно- стью свободного движения газа через все грани, кроме нижней. Расчетная область заполняется трехмерной сеткой узлов пересечения трех се-

мейств плоскостей x = xi , y = y j , z = zk , где xi = i ⋅ ∆x , y j = j ⋅∆y , zk = k ⋅ ∆z , 0 ≤ i ≤ L , 0 ≤ j ≤ M , 0 ≤ k ≤ N . Разностные шаги по трем пространственным пе-

102 Нефть и газ № 3, 2017 ременным ∆x = x0 / L , ∆y = y0 / M , ∆z = z0 / N . Расчеты проводились при сле- дующих масштабных размерных значениях плотности, скорости, расстояния и 3 времени: ρ00 =1,29 кг/м , u00 = 333 м/с, x00 = 5 м, t00 = x00 / u00 = 0,015 с. Разностные шаги по трем пространственным переменным ∆x = ∆y = 0,005, ∆z = 0,05 , а шаг по времени ∆t = 0,001 . Численное построение решений полной системы уравнений Навье — Стокса с поставленными начальны- ми и краевыми условиями позволяет по явной разностной схеме найти значения искомых функций во всех узлах расчетной области на произвольном расчетном шаге по времени. На рисунках 1–12 представлены результаты расчета термодинамических харак- теристик возникающего при нагреве нижней грани расчетной области потока воз- духа для среднего значения высоты 2,5 м в конкретные фиксированные моменты времени: 0,5; 1; 2; 3 минуты. Эти моменты времени соответствуют выполнению 2 000 000, 4 000 000, 8 000 000 и 12 000 000 расчетных шагов. По осям Ox и Oy отложены номера узлов расчетной сетки.

Рис. 1. Температура при t1 = 0,5 мин Рис. 2. Температура при t2 = 1 мин

Рис. 3. Температура при t3 = 2 мин Рис. 4. Температура при t4 = 3 мин

На рисунках 1–4 представлены рассчитанные распределения температуры в указанные моменты времени. Видно, что в начале нагрева температура имеет по- вышенные значения в области источников нагрева. С течением времени области с повышенными значениями температуры распределяются по горизонтальной по- верхности. Наблюдаются также общие колебания значений температуры, которые постепенно затухают.

№ 3, 2017 Нефть и газ 103 На рисунках 5–8 приведены графики рассчитанных плотностей газа в соответ- ствующих моментах времени.

Рис. 5. Плотность при t1 = 0,5 мин Рис. 6. Плотность при t2 = 1мин

Рис. 7. Плотность при t3 = 2 мин Рис. 8. Плотность при t4 = 3 мин

В начальные моменты времени плотность газа имеет пониженные значения в виде воронок, расположение которых локализовано в областях нагрева. Результа- ты расчетов свидетельствуют о том, что значения плотности, так же как и темпе- ратуры, в начальные моменты времени претерпевают колебательные изменения относительно фиксированного среднего значения (см. рис. 5–8). На рисунках 9–12 приведены результаты расчетов давления для указанных выше моментов времени.

Рис. 9. Давление при t1 = 0,5 мин Рис. 10. Давление при t2 = 1 мин

104 Нефть и газ № 3, 2017

Рис. 11. Давление при t1 = 0,5 мин Рис. 12. Давление при t2 = 1 мин

Проведенные расчеты выявили наличие локальных максимумов давления, рас- положенных в местах источников нагрева. С течением времени вокруг каждой из областей повышенного давления образуются кольцеобразные, постепенно расши- ряющиеся области с пониженными значениями давления. Кроме того, в начальной стадии нагрева периферические значения давления соответствуют первоначаль- ным значениям стационарного распределения. В процессе нагрева периферическое давление начинает повышаться. Так же как температура и плотность, значения давления совершают периодические колебания относительно среднего значения в начальной стадии процесса нагрева. Такие периодические изменения температуры, плотности и давления являются следствием происходящих при нагреве переход- ных процессов. С течением времени эти колебания постепенно затухают. Таким образом, проведенные расчеты термодинамических характеристик пото- ков воздуха при нагреве подстилающей поверхности несколькими локальными источниками показали, что выбранная математическая модель — полная система уравнений Навье — Стокса — при соответствующем выборе начальных и краевых условий позволяет провести численные эксперименты по описанию возникающих сложных нестационарных трехмерных течений. Выявленные в процессе расчетов изменяющиеся локальные перепады давления должны приводить к соответствую- щим течениям газа, как в горизонтальных, так и в вертикальных плоскостях.

Список литературы 1. Баутин С. П. Торнадо и сила Кориолиса. − Новосибирск: Наука, 2008. − 96 с. 2. Вараксин А. Ю., Ромаш М. Э., Копейцев В. Н. Торнадо. – М.: Физматлит, 2011. − 312 с. 3. Обухов А. Г., Баранникова Д. Д. Особенности течения газа в начальной стадии формирования теплового восходящего закрученного потока // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2014. – № 6. – С. 65–70. 4. Наливкин Д. В. Смерчи. – М.: Наука, 1984. – 112 с. 5. Баутин С. П., Крутова И. Ю., Обухов А. Г. Закрутка огненного вихря при учете сил тяжести и Кориолиса // Теплофизика высоких температур. – 2015. – Т. 53, № 6. – С. 961–964. 6. О возможной генерации огненных вихрей без использования принудительной закрутки / Вараксин А. Ю. [и др.] // Доклады Академии наук. – 2014. – Т. 456, № 2. – С. 159–161. 7. Баутин С. П. Характеристическая задача Коши и ее приложения в газовой динамике. − Новосибирск: Наука, 2009. − 368 с. 8. Баутин С. П., Обухов А. Г. Одно точное стационарное решение системы уравнений газовой динамики // Из- вестия вузов. Нефть и газ. − 2013. − № 4. − С. 81−86. 9. Баутин С. П., Обухов А. Г. Об одном виде краевых условий при расчете трехмерных нестационарных тече- ний сжимаемого вязкого теплопроводного газа // Известия вузов. Нефть и газ. – 2013. – № 5. – С. 55–63.

Сведения об авторах Information about the authors Баранникова Дарья Дмитриевна, старший препо- Barannikova D. D., senior lecturer of the chair «Alge- даватель кафедры алгебры и математической логики, bra and mathematical; logics», Tyumen State University, Тюменский государственный университет, г. Тюмень, phone: 89220700408, е-mail: [email protected] тел. 89220700408, е-mail: [email protected]

№ 3, 2017 Нефть и газ 105 Обухов Александр Геннадьевич, д. ф.-м. н., профес- Obukhov A. G., Doctor of Physics and Mathematics, сор кафедры бизнес-информатики и математики», professor at the Department of «Business-informatics and Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень mathematics», Industrial University of Tyumen, phone: тел. 89220014998, е-mail: [email protected] 89220014998, е-mail: [email protected] ______

УДК 692.691 СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ДЛЯ УСТАНОВЛЕНИЯ ПРИОРИТЕТОВ ЭФФЕКТИВНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ SYSTEM ANALYSIS OF EQUIPMENT OF COMPRESSOR STATIONS ON MAIN GAS PIPELINES TO ESTABLISH THE PRIORITIES OF EFFICIENT USE OF ENERGY RESOURCES

Ю. В. Колотилов, С. В. Китаев, Н. М. Дарсалия, О. В. Смородова Yu. V. Kolotilov, S. V. Kitaev, N. M. Darsalia, O. V. Smorodova

Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследователь- ский университет) имени И. М. Губкина, г. Москва Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа

Ключевые слова: энерготехнологическое оборудование (ЭТО); контрольно-измерительные пункты (КИП); газоперекачивающий агрегат (ГПА); компрессорная станция (КС); магистральный газопровод; газотранспортные предприятия; компрессорный цех (КЦ) Key words: power technological equipment; control and measuring points; gas pumping unit; compressor station; gas pipeline; transmission companies; compressor shop

Одним из путей снижения энергетических затрат при магистральном транспор- те природного газа является решение задач оптимизации режимов работы газопе- рекачивающих агрегатов (ГПА) и систем компримирования компрессорных цехов (КЦ) компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов. Решение задач оптимизации режимов работы ГПА и оценка энергетической эффективности рабо- ты КЦ связаны с использованием определенных критериев [1–4]. При эксплуатации газопроводов можно воспользоваться сравнением величины фактической и проектной пропускной способности (Qфакт и Qпроект) [5–6], то есть при Qфакт и Qпроект > 1 необходимо принимать меры по расширению мощ- ностей газотранспортной системы, при Qфакт и Qпроект < 1 имеет место ухудше- ние технического состояния системы. Во всех случаях, когда потери давлений на диагностируемом участке выше проектных значений, следует рассматривать две причины: 1) техническое состоя- ние участка ухудшилось, и это не привело к увеличению производительности вы- ше проектной; 2) при нормальном техническом состоянии наблюдается форсиро- ванный режим с превышением проектной производительности [7]. Здесь следует отметить, что газотранспортные системы (ГТС) отличаются большой протяженно- стью и большой инерционностью термодинамических параметров контроля за ре- жимом работы и с выводом ГТС на базовый режим по проектным параметрам, что создает определенные трудности. Большие издержки связаны также с тем, что в этом случае требуется установка дополнительных контрольно-измерительных пунктов (КИП) высокого класса точности. Определение основных характеристик и технического состояния отдельных элементов и всей газотранспортной системы в целом — это прежде всего анализ режимов работы оборудования в условиях эксплуатации по показаниям штатных приборов. Основное назначение анализа режимов работы газоперекачивающих

106 Нефть и газ № 3, 2017 агрегатов компрессорных станций (ГПА КС) газопроводов, отдельных элементов и всей ГТС в целом заключается в определении их основных показателей, характе- ризующих режим работы и техническое состояние. Представленная задача входит в комплексную организационно-методическую структуру технического обследо- вания энерготехнологического оборудования ГТС [8–11]. Следует отметить недостаточно высокий уровень технического состояния и комплектность КИП, которыми оснащается энерготехнологическое оборудование на ряде КС газопроводов. Эти задачи весьма актуальны и могут решаться во всех жизненных циклах оборудования линейной части и КС газопроводов. При сдаче оборудования в эксплуатацию в присутствии представителей — проектировщиков, изготовителей, а также в процессе эксплуатации, например, при сдаче агрегата на ремонт, после ремонта, при реконструкции и модернизации объекта необходимо проверить паспортные данные характеристик оборудования. Существуют многочисленные методы определения характеристик оборудова- ния по выработке энергии (различные типы привода ГПА на КС), использованию (ГПА различных типов) и расходованию ее (линейная часть газопровода), которые можно сгруппировать следующим образом: методы непосредственного замера характеристик оборудования, эмпирические, аналитические методы. Большинство из этих методов — трудоемкие, объемистые, и для удобства при- менения разработаны алгоритмы расчетов для решения их на ЭВМ, с последую- щим включением полученных результатов в график документооборота по техно- логическим задачам вычислительных центров газотранспортных предприятий. При всей прогрессивности такого подхода многие задачи недоступны для провер- ки эксплуатационным персоналом и не предусматривают альтернативные решения с целью проверки достоверности полученных результатов и сравнительной их оценки. Помимо этого точность ряда задач неудовлетворительна для определения правильного, рационального режима работы ГПА с различным типом привода на КС газопроводов, так как они преимущественно основываются на приведенных характеристиках ГПА, которые имеют следующие сложности. Во-первых, при расчете с применением этих характеристик необходимо использовать термодина- мические характеристики конкретного природного газа, не имеющие достаточную точность, и, во-вторых, сами приведенные характеристики ГПА в условиях экс- плуатации искажаются. В связи с этим в работах [12–14] рассматривается целый ряд дополнительных, альтернативных решений по определению характеристик оборудования в условиях эксплуатации, проверке характеристик ГПА по паспорт- ным данным и в станционных условиях, определению располагаемой мощности привода, расхода технологического и топливного газа, частоты вращения агрега- тов, оптимальной степени сжатия на КС и т. д. Энергетическая стратегия России предусматривает формирование двух газодо- бывающих областей — прилегающих к Ямалу шлейфов арктических морей с ре- сурсами более 70 трлн м3 и шельфа дальневосточных морей с ресурсами 60–65 трлн м3. Освоение Ямала является безальтернативным способом компенса- ции падения добычи газа, уникальным техническим решением и потребует значи- тельных объемов инвестиций. Комплексная программа освоения Ямала оценена и составляет 69,8 млрд долларов. Это связано прежде всего с удаленностью место- рождений от существующей системы магистральных газопроводов, необходимо- стью решения ряда задач по сооружению скважин, газопромысловых объектов и прокладкой газопроводов в зоне многолетних грунтов, обеспечивающих сохране- ние окружающей среды в сложных условиях Заполярья. Освоение Ямала потребу- ет сооружения магистральных газопроводов производительностью более 300 млрд м3 в год. Для их строительства будут использоваться самые передовые технические решения. Система газопроводов с Ямала позволит повысить надеж- ность и безопасность обеспечения газом не только России, но и зарубежных парт-

№ 3, 2017 Нефть и газ 107 неров. Газотранспортная система с Ямала будет иметь новые технические пара- метры — рабочее давление 12 МПа, производительность одной нитки газопровода составит 60 млрд м3 в год. Еще одним большим проектом является Северо-Европейский газопровод. К нему предъявляются особые требования, продиктованные его стратегическим и геополитическим положением, так как этот газопровод позволит нашей стране выйти на новые рынки сбыта. Он включает сухопутную и морскую часть. При проектировании будут использованы новые технические решения, апробирован- ные в мировой практике как в части техники и технологии строительства, так и в части обоснования параметров газопровода. Основными направлениями снижения энергозатрат в магистральном транспор- те газа являются: 1) внедрение нового оборудования и технологий, позволяющих обеспечить снижение удельных расходов топлива, тепловой и электрической энер- гии; 2) модернизация действующего оборудования; 3) повышение степени исполь- зования всех видов вторичных энергетических ресурсов; 4) выбор рациональных режимов перекачки газа; 5) улучшение состояния системы учета и контроля рас- хода топлива и энергии; 6) снижение нерациональных потерь газа на собственные технологические нужды компрессорных станций; 7) снижение потерь газа при авариях за счет повышения надежности эксплуатации трубопроводов. Энергосберегающие мероприятия в транспорте газа реализуются на стадии проектирования, реконструкции и эксплуатации газопроводов. Основными из них являются энергосберегающие низконапорные схемы транспорта газа, высокоэко- номичные газоперекачивающие агрегаты (ГПА) нового поколения, газопроводные трубы с внутренним покрытием. Внедрение низконапорных схем транспорта газа при сооружении новых газо- проводов подразумевает переход на строительство газопроводов с пониженной (по сравнению с существующей технологией) проектной производительностью. Для газопроводов диаметром 1 420 мм на давление 7,5 МПа производительность может быть снижена до 25−26 млрд м3/год, вместо 32 млрд м3/год по существующей тех- нологии. Это обеспечит снижение энергозатрат на транспорт газа до 30−40 %. В создании современных высокоэкономичных газотурбинных ГПА широко ис- пользуется конверсионный потенциал России. Показатели нового поколения газо- перекачивающих агрегатов производства российских фирм, предназначенных для новых и реконструируемых КС: коэффициент полезного действия (КПД) агрегатов нового поколения достигает 39,4 %, ожидаемая экономия энергозатрат при ис- пользовании новых ГПА различных типоразмеров по сравнению с агрегатами, на- ходящимися в эксплуатации, составляет от 15 до 40 %. На отечественных газопроводах в настоящее время не применяются трубы с внутренним покрытием, широко распространенные на зарубежных газопроводах. Использование этого решения позволит снизить энергозатраты на транспорт газа на 15−20 %. В условиях ограниченного строительства новых газопроводов большая часть перспективной экономии энергоресурсов (до 70−75 %) будет достигнута за счет реконструкции газотранспортных объектов, которая включает в себя такие основ- ные мероприятия, как замена и модернизация устаревших неэкономичных газопе- рекачивающих агрегатов; специальная реконструкция объектов для повышения эффективности низконапорных режимов транспорта газа, которые сложились на разгруженных газопроводах; реконструкция объектов, обусловливающих повы- шенные энергозатраты на компрессорных станциях, расположенных ниже по по- току газа. Для повышения эффективности низконапорных режимов транспорта газа, сло- жившихся на разгруженных газопроводах, наибольшее значение будут иметь два мероприятия: устройство межколлекторных перемычек на многоцеховых КС для

108 Нефть и газ № 3, 2017 обеспечения эффективной совместной работы компрессорных цехов и применение низконапорной сменной проточной части центробежных нагнетателей для работы в оптимальной зоне их характеристик. В настоящее время характерными проблемами газотранспортной системы яв- ляются дожимные КС с дефицитом мощности, а также линейные участки с пони- женным разрешенным давлением. Реконструкция, ремонт и модернизация объек- тов на этих газопроводах позволят снизить их негативное влияние на энергоем- кость газотранспортных систем. На рисунках 1–4 приведены наиболее эффектив- ные мероприятия по экономии природного газа.

Рис. 1. Мероприятия по системной оптимизации режимов работы (ГТС)

Рис. 2. Мероприятия по совершенствованию технологических операций

№ 3, 2017 Нефть и газ 109

Рис. 3. Мероприятия по локальной оптимизации режимов работы компрессорных цехов и станций

Рис. 4. Мероприятия по повышению технического уровня оборудования

По результатам анализа всех мероприятий, связанных с реконструкцией объек- тов транспорта газа, можно сделать вывод о том, что наибольший эффект ожида- ется от замены и модернизации газоперекачивающих агрегатов. Намеченная ре- конструкция и модернизация оборудования КС предусматривают расчетное сни- жение затрат топливного газа на 5,6 млрд м3 в год от уровня 2005 года. Внедрение мероприятий по техническому обслуживанию магистральных газо- проводов может стать емкой статьей сокращения затрат на магистральный транс- порт газа. Особенности управления производством определяются структурой, а структура производства связана с характером производства. При правильной организации производства на основе достаточного принципа эффективность и результат произ- водства не зависят от характера производства. Если при организации и управлении производства правильно выбран критерий оптимизации для корректно установ- ленного показателя, характеризующего объем производства, то показатели эффек- тивности производства будут находиться на достаточно высоком уровне. Улучше- ние этих показателей может быть возможным лишь при дальнейшем совершенст- вовании и модернизации производства на основе внедрения научно-технического прогресса и системного анализа [15].

110 Нефть и газ № 3, 2017 Применения методов системного анализа позволит сформировать обоснован- ные подходы к использованию информации, подбору критериев оценки той или иной альтернативы, в конечном итоге обеспечит разработку эффективных управ- ляющих воздействий на процесс. Введение в действие распоряжения Правительства РФ от 28.08.2003 № 1234-р «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года» должно инициировать проблемы энергосбережения отрасли, в первую очередь в транспорте газа как наи- более энергоемкой сфере производства. В связи с этим мероприятия по реконст- рукции, техническому обследованию, энергетическому аудиту и выбору энерго- сберегающей технологии на КС газопроводов выступают на передний план. Ак- туализируется работа, связанная с проведением анализа энергетических затрат. Для решения этой задачи необходимо прежде всего выбрать основной измеритель объема производства, правильно установить эталонный показатель энергетических затрат для оценки энергетических затрат и в дальнейшем разработать не норму расхода энергозатрат, а нормативную шкалу, применимую для переменного режи- ма работы энерготехнологического оборудования (ЭТО) в условиях эксплуатации.

Список литературы 1. Калинин А. Ф. Расчет, регулирование и оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов. – М.: МПА-Пресс, 2011. – 264 с. 2. Калинин А. Ф., Коновалов А. А. Оценка эффективности работы компрессорного цеха // Территория Нефте- газ. – 2011. – № 12. – С. 86–87. 3. Калинин А. Ф., Коновалов А. А. Оптимизация работы компрессорного цеха компрессорной станции подзем- ного хранилища газа, оснащенного агрегатами различной единичной мощности // Территория Нефтегаз. – 2015. – № 2. – С. 91–95. 4. СТО Газпром 2-1.20-114-2007. Методика энергоаудита газотранспортной системы. – М.: ИРЦ Газпром, 2007. – 50 с. 5. Микаэлян Э. А. От энергосберегающей технологии к ресурсосберегающей, от энергоаудита к ресурсоаудиту // Газовая промышленность. – 2014. – № 4 (705). – C. 70–73. 6. Микаэлян Э. А., Седов В. В. Подходы к реконструкции и перевооружению газотурбинных газоперекачи- вающих агрегатов // Компрессорная техника и пневматика. – 2014. – № 4. – C. 9. 7. Энергосберегающие технологии при магистральном транспорте газа / Б. П. Поршаков [и др.] – М.: МПА- Пресс. – 2006. – 311 с. 8. СТО Газпром РД 5.2-093-2004. Положение о порядке аттестации и отбора энергетического оборудования для применения на объектах ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ Газпром, 2004. – 10 с. 9. СТО Газпром 2-2.3-141-2007. Энергохозяйство ОАО «Газпром». Термины и определения. – М.: ИРЦ Газ- пром, 2007. – 57 с. 10. СТО Газпром 2-1.16-224-2008. Положение по организации и проведению контроля в сфере обеспечения на- дежной, безопасной и эффективной эксплуатации энергетических объектов ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ Газпром, – 2008. – 149 с. 11. СТО Газпром 2-2.3-313-2009. Методика планирования ремонтов и замены энергетического оборудования с учетом долгосрочного прогноза и состояния парка оборудования энергохозяйства ОАО «Газпром». – М.: Газпром экспо, 2009. – 29 с. 12. Байков И. Р., Китаев С. В., Шаммазов И. А. Методы повышения энергетической эффективности трубопро- водного транспорта природного газа. – СПб.: Недра, 2008. – 439 с. 13. Байков И. Р., Китаев С. В., Шаммазов И. А. Перспективы энергоресурсосбережения в условиях длительно эксплуатируемой газотранспортной системы // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2012. – № 4. – C. 9–13. 14. Байков И. Р., Кузнецова М. И., Китаев С. В. Определение показателей энергоэффективности в магистраль- ном транспорте газа // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2013. – № 3. – C. 46–49. 15. Новосельцев В. И. Системный анализ: современные концепции. – Воронеж: Кварта, 2003. – 360 с.

Сведения об авторах Information about the authors Колотилов Юрий Васильевич, д. т. н., профессор ка- Kolotilov Yu. V., Doctor of Engineering, Professor at федры нефтепродуктообеспеченияи газоснабжения, Рос- the Department of Petroleum Products Supply and Gas сийский государственный университет нефти и газа имени Supply, Russian State University of Oil and Gas named after И. М. Губкина, г. Москва, е-mail: kolotilov [email protected] I. M. Gubkin, Moscow, е-mail: kolotilov [email protected] Китаев Сергей Владимирович, д. т. н., профессор Kitaev S. V., Doctor of Engineering, Professor at the кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфим- Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa ский государственный нефтяной технический универси- State Petroleum Technical University, phone: тет, г. Уфа, тел. +7(347)2431177, е-mail: svki- +7(347)2431177, е-mail: [email protected] [email protected] Дарсалия Нана Малхазиевна, аспирант кафедры Darsalia N. M., Postgraduate at the Department of транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский госу- Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum дарственный нефтяной технический университет, Technical University, phone: +7(347)2431177 г. Уфа, тел. +7(347)2431177 Смородова Ольга Викторовна, к. т. н., доцент ка- Smorodova O. V., Candidate of Engineering, Associate федры промышленной теплоэнергетики, Уфимский Professor at the Department of Industrial Heat Power Engi- государственный нефтяной технический университет, neering, Ufa State Petroleum Technical University, phone: г. Уфа, тел. 8(347)2431211 8(347)2431211

№ 3, 2017 Нефть и газ 111 УДК 532.135:541.64 ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ УГЛЕВОДОРОДОВ С ПОЛИМЕРНЫМИ ПРИСАДКАМИ В АРКТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ PIPELINE TRANSPORT OF HYDROCARBONS WITH POLYMER ADDITIVES IN THE ARCTIC CONDITIONS

В. Н. Манжай, А. В. Поликарпов V. N. Manzhai, A. V. Polikarpov

Институт химии нефти СО РАН, г. Томск Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск

Ключевые слова: полимер; температура; углеводородная жидкость; гидродинамическое сопротивление; вязкость Key words: polymer; temperature; hydrocarbon fluid; hydrodynamic drag force; viscosity

Растворение в турбулентном потоке образца полимера большой молекулярной 5 массы (Mr > 1·10 ) сопровождается увеличением скорости турбулентного течения более вязкого полимерного раствора по сравнению со скоростью течения исходно- го маловязкого растворителя. Наблюдаемый эффект (эффект Томса) является следствием уменьшения коэффициента гидродинамического сопротивления (λ), входящего в уравнение Дарси — Вейсбаха L ∆=⋅λρ ⋅⋅2 , PQ25 4π ⋅ RW в соответствие с которым в присутствии макромолекул полимера происходит либо увеличение объемной скорости турбулентного течения при заданном перепаде давления (∆P = const), либо уменьшение потерь давления на трение при постоян- ном объемном расходе (Q = const). Лабораторные исследования влияния полимерных добавок очень малых кон- центраций на величину объемного расхода при разной температуре проводили на турбулентном реометре, описанном в работах [1, 2]. Основным рабочим элемен- -3 том турбореометра являлась трубка, радиус которой составлял RW = 0,88·10 м, а длина равнялась L = 0,76 м. В качестве объектов исследования использовали рас- 5 творы синтетического полибутадиена (Мr = 6,6·10 ) в толуоле различных концен- траций. Число Рейнольдса вычисляли по известной формуле Re = 2Q/π·ν·RW, а ко- эффициент гидродинамического сопротивления рассчитывали по преобразованной формуле Дарси — Вейсбаха

4π 2 ⋅ R 5 ∆P ∆P λ = w ⋅ = K ⋅ . ρ ⋅ L Q 2 Q 2 При ламинарном течении в соответствии с уравнением Пуазейля между задан- ным перепадом давления (ΔР) на рабочем участке трубы (L и RW) и объемным рас- ходом (Q) существует линейная зависимость

π ⋅ R 4 Q = w ⋅ ∆P , лам 8η ⋅ L а при более энергоемком турбулентном режиме течения ньютоновских жидкостей между объемной скоростью и перепадом давления реализуется степенная зависимость 0,571 ∆PR2,714 =⋅⋅. Qтур 14,8 0,143 L ⋅ ρ ν На рисунке 1 представлены графические зависимости объемной скорости от перепада давления при турбулентном течении толуола (кривая 1) и полимерных

112 Нефть и газ № 3, 2017 растворов разных концентраций (кривые 2 и 3). Из рисунка видно, что при увели- чении концентрации полимера становится заметным приближение функции Q = f(ΔP) к линейной зависимости, что свидетельствует о протекании возрастаю- щей ламинаризации потока в присутствии противотурбулентных добавок. Многочисленными экспе- риментальными исследова- ниями установлено [1, 3, 4], что значения коэффициентов гидродинамического сопро- тивления полимерных раство- ров (λ) расположены в области между кривой Блазиуса 0,25 λ1 = 0,3164 / Re , которая при турбулентном режиме течения (Re > 2 300) является общей для всех низкомолекулярных (ньютоновских) жидкостей, и гипотетическим продолжени- ем кривой Пуазейля для коэф- Рис. 1. Зависимость объемного расхода фициента гидродинамического жидкости от перепада давления: 1 — толуол; 2 — раствор полибутадиена сопротивления λ = 64/Re в 6 в толуоле (С = 0,3 кг/м3);3 — раствор полибутадиена области турбулентного тече- в толуоле (С = 0,5 кг/м3) ния (рис. 2). Величину сниже- ния гидродинамического сопротивления (DR, %), показывающую процент умень- шения энергетических затрат на перекачку единицы объема жидкости [1, 4], при- нято рассчитывать по формуле λ − λ DR = 1 , (1) λ1

где λ1 — коэффициент гидродинамического сопротивления в области турбулент- ного течения чистого растворителя; λ — коэффициент гидродинамического сопро- тивления в той же области раствора полимера. Известным уравнением [4, 5], описывающим зависимость величины эффекта снижения гидравлического сопротивления от концентрации растворенного поли- мера (C), является выражение α⋅С DR= DR , (2) MAX 1+α⋅С

где величина DRMAX — максимально достижимое значение эффекта для данного полимера; α — коэффициент, зависящий от физико-химической природы полиме- ра и гидродинамических параметров течения. Величину DRMAX рассчитывают по- сле обработки результатов турбореометрических экспериментов при помощи ли- нейного уравнения C 11 = +⋅C , DRα⋅ DRMAX DR MAX

в котором численное значение максимального эффекта (DRMAX) равно обратной величине тангенса наклона прямой, описывающей пропорциональную зависи- мость C/DR от С. Приравняв левые части уравнений (1) и (2), можно получить формулу для рас- чета коэффициента гидродинамического сопротивления раствора полимера той или иной концентрации α ⋅C λ = λ ⋅(1− DR ⋅ ). (3) 1 MAX 1+α ⋅C

№ 3, 2017 Нефть и газ 113 Как было указано выше, для кривой Блазиуса соответствует уравнение 0,25 λ1 = 0,3164 / Re , поэтому и коэффициент гидродинамического сопротивления рас- твора полимера (λ) в формуле (3) уменьшается не только при увеличении концен- трации (С), но также и при росте числа Рейнольдса, то есть λ = f(Re), что под- тверждают результаты рисунка 2, типичного для всех систем полимер – раствори- тель. Формула (3) при достаточно высокой концентрации полимера (С → ∞), когда множитель α·С/(1+ α·С) становится равным единице, упрощается до вида

λ = λ1 ⋅(1− DRMAX ). (4)

Из уравнения (4) следует, что во всем исследованном нами диапазоне чисел 3 4 Рейнольдса (Re = 3·10 – 3·10 ) существуют предельно малые значения (λMIN), ниже которых коэффициент сопротивления полимерного раствора не опускается при любой концентрации. Графики зависимости λMIN = f(Re) называются предельными или «огибающими» линиями для растворов любой концентрации (см. рис. 2, кривая 5). Все кривые зависимости λ = f(Re) для полимерных растворов различных концентраций лежат выше «огибающих», а сверху они ограничены эмпирической кривой Блазиуса. Кривые, описываемые выражением (4), являются аналогом асимптоты Вирка λ = 2,34⋅ Re−0,58 для предельного снижения сопротивления [6].

Рис. 2. Зависимость коэффициента сопротивления от числа Рейнольдса толуольных растворов полибутадиена различных концентраций 0,25 3 при температуре 293 К: 1 — λ1 = 0,3164 / Re — кривая Блазиуса; 2 — 0,1 кг/м ; 3 3 3 — 0,3 кг/м ; 4 — 0,5 кг/м ; 5 — «огибающая» кривая λMIN = f(Re); 6 — λ6 = 64/Re

Из рисунка 2 видно, что «огибающая» линия (кривая 5) во всем исследованном диапазоне чисел Рейнольдса находится на постоянном расстоянии от кривой Бла- зиуса, то есть λ1 – λMIN = const. Если разницу коэффициентов сопротивления обо- значить через величину F = λ1 – λMIN, то для температуры 293 К она будет равна F = 0,0165. Значения этой величины F для растворов полибутадиена в толуоле при других температурах, определенные экспериментальным путем, представлены в таблице. Из таблицы следует, что при понижении температуры эффективность противотурбулентных добавок на основе полимеров повышается, так как «оги- бающая» все больше приближается к кривой Пуазейля (λ6), то есть происходит более значительная ламинаризация потока.

Т, К 283 293 308 323 F 0,0170 0,0165 0,0155 0,140

114 Нефть и газ № 3, 2017 Практика перекачки жидкостей свидетельствует о том, что при понижении температуры вязкость жидкостей увеличивается, следовательно, их текучесть должна уменьшаться. Но парадоксальность эффекта Томса проявилась и в услови- ях низких температур. Оказалось, что при снижении температуры наблюдается также и увеличение скорости турбулентного течения жидкости в присутствии рас- творенного полимера (рис. 3), вследствие уменьшения коэффициента гидродина- мического сопротивления. Например, в работе [7] приведен рисунок 2, из которого видно, что во всей исследованной области чисел Рейнольдса для раствора полибу- тадиена в толуоле постоянной концентрации (С = 0,1 кг/м3) наблюдается умень- шение коэффициента гидродинамического сопротивления при понижении темпе- ратуры. Следовательно, согласно формуле (1) происходит рост величины эффекта (DR), то есть увеличение энергосбережения при использовании противотурбу- лентных добавок в низкотемпературных условиях. Другими словами, в соответст- вии с уравнением Дарси — Вейсбаха уменьшение коэффициента сопротивления (λ) при постоянном перепаде давления должно сопровождаться ростом скорости турбулентного течения полимерного раствора по сравнению со скоростью течения чистого растворителя тем заметнее, чем ниже температура. Экспериментальные ре- зультаты (см. рис. 3) под- тверждают это предположе- ние. Из рисунка следует, поскольку вязкость чистого толуола при температуре 293 К (η = 0,585·10-3 Па·с) больше вязкости толуола при более высокой температуре 323 К (η = 0,435·10-3 Па·с), то закономерно, что при более низкой температуре 293 К скорость его течения мень- ше. Но по мере увеличения Рис. 3. Зависимость объемного расхода содержания полибутадиена в растворов полибутадиена толуоле рост скорости тече- в толуоле от концентрации при двух ния полимерных растворов разных температурах: 1 — 293 К; 2 — 323 К при низкой температуре ста- новится все более заметным (см. рис. 3, кривая 1), и уже при концентрации добав- ки полимера выше С > 0,3 кг/м3 скорость охлажденных растворов становится больше скорости нагретых растворов (см. рис. 3, кривая 2). Таким образом, понижение температуры окружающей среды приводит к ин- тенсификации процесса перекачки углеводородных жидкостей по трубопроводам в присутствии полимерных добавок. Такие температурные условия реализованы в северных широтах России, приближенных к Арктике. Для успешной реализации энергосберегающей технологии трубопроводного транспорта в суровых арктиче- ских условиях необходимо выполнение трех обязательных условий: • хорошая растворимость используемого образца полимера в нефти и нефте- продуктах; • дозирование в турбулентный поток жидкости полимеров сверхвысокой мо- 6 лекулярной массы (Mr > 1·10 ); • использование полимеров, имеющих температуры стеклования не ниже 223 К.

Работа выполнена при финансовой поддержке гранта РФФИ 16-43-700866 р_а The work was supported by Russian Foundation for Basic Research Grant 16-43- 700866 р_а № 3, 2017 Нефть и газ 115 Список литературы 1. Противотурбулентные присадки для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов / М. М. Гаре- ев [и др.] – СПб.: Недра, 2013. – 228 с. 2. Манжай В. Н. Экспериментальное изучение влияния напряжения сдвига и числа Рейнольдса на величину эффекта Томса // Известия вузов. Нефть и газ. –2010. – № 4. – С. 85–89. 3. Хойт Д. У. Влияние добавок на сопротивление трения в жидкости // Теоретические основы инженерных рас- четов. – 1972. – № 2. – С. 1–31. 4. Белоусов Ю. П. Противотурбулентные присадки для углеводородных жидкостей. – М.: Наука, 1986. – 144 с. 5. Манжай В. Н. Влияние концентрации полимерной добавки на снижение гидродинамического сопротивления нефти // Известия вузов. Нефть и газ. – 1987. – № 1. – С. 59–61. 6. Вирк П. С., Микли Х. С., Смит К. А. Предельная асимптота и структура среднего течения в явлении Томса // Прикладная механика. – 1970. – № 2. – С. 238–246. 7. Манжай В. Н. Влияние температуры на скорость турбулентного течения разбавленных растворов полиме- ров // Известия вузов. Нефть и газ. – 2010. – № 1. – С. 82–87.

Сведения об авторах Information about the authors Манжай Владимир Николаевич, д. х. н., старший Manzhai V. N., Doctor of Chemistry, Senior Researcher научный сотрудник Института химии нефти СО РАН, at Institute of Petroleum Chemistry of the SB RAS, Professor профессор кафедры геологии и разработки нефтяных at the Department of Geology and Development of Oil месторождений Томского политехнического универси- Fields, Tomsk Polytechnic University, e-mail: тета, г. Томск, e-mail: [email protected] [email protected] Поликарпов Александр Вячеславович, магистрант Polikarpov A. V., Master’s Student at the Department of кафедры геологии и разработки нефтяных месторож- Geology and Development of Oil Fields, Tomsk Polytechnic дений, Томский политехнический университет, г. Томск, University, e-mail: [email protected] e-mail: [email protected] ______

УДК 622.692.4.053 ПОВЫШЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ ДЛИТЕЛЬНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ МАЛЫХ ЭКОНОМИЧЕСКИХ И ВРЕМЕННЫХ ЗАТРАТ INCREASING OIL FLOW CAPACITY IN EXTENDED OPERATION PIPELINES IN THE CONDITIONS OF LOW MONEY AND TIME COSTS

В. И. Суриков V. I. Surikov

ООО Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов «Транснефть», г. Москва

Ключевые слова: магистральный нефтепровод; повышение пропускной способности; длительно эксплуатируемый трубопровод; шнековые колеса; стендовые испытания Key words: main oil pipeline; capacity increase; long-running pipeline; screw wheels; bench tests

Современная эксплуатация магистральных трубопроводов отличается частыми изменениями объемов перекачки нефти по определенным направлениям. Это объяс- няется как развитием российской и мировой экономики, так и непостоянством со- временной политической ситуации в мире. К примеру, добыча нефти к 2016 году достигла рекордных значений для постсоветского времени. Так, за 2015 год было добыто 534 млн т, а за 2016 — 548,6 млн т, что на 2,9 % больше. При этом, согласно заседанию ОПЕК от 30 ноября 2016 года, Россия обратно снижает уровень добычи нефти на 300 тыс. баррелей, то есть 2,7 % от текущих значений. Таким образом, объемы перекачки нефти могут претерпевать частые изменения как в меньшую, так и в большую сторону. При наступлении конъюнктуры, на- правленной на повышение объемов перекачки по определенным направлениям, наступает необходимость увеличения пропускной способности нефтепровода в сжатые временные рамки. Однако, учитывая непостоянство современной мировой обстановки, продолжительность перекачки повышенных объемов нефти по от- дельным трубопроводам может быть небольшой, что вызывает сложности при применении капиталозатратных методов повышения пропускной способности

116 Нефть и газ № 3, 2017 нефтепроводов, таких как сооружение лупингов, строительство дополнительных промежуточных перекачивающих станций. Качественная зависимость стоимости реализации наиболее распространенных методов повышения пропускной способности от степени ее повышения представ- лена на рисунке 1.

Рис. 1. Качественная зависимость стоимости работ на реализацию методов в зависимости от степени повышения пропускной способности

На рисунке 2 приведена зависимость общих экономических затрат для рассмотренных выше методов в зависимости от продолжительности работы трубопровода с повышенной пропускной способностью.

Рис. 2. Качественная зависимость стоимости работ на реализацию методов в зависимости от продолжительности повышения пропускной способности

Очевидно, что методы с использованием строительства дополнительных неф- теперекачивающих станций, лупинга или вставок большего диаметра отличаются очень высокими значениями капитальных затрат при малой продолжительности повышенной пропускной способности. При большой продолжительности повы- шенной пропускной способности ежегодные эксплуатационные расходы, связан-

№ 3, 2017 Нефть и газ 117 ные с обслуживанием лупинга или вставок, стремятся почти к нулю, а при строи- тельстве дополнительных нефтеперекачивающих станций эксплуатационные рас- ходы для них в основном представлены потреблением электроэнергии. Противотурбулентная присадка выгодна при малой продолжительности ис- пользования, но нецелесообразна для длительного применения из-за ее большой стоимости и высоких эксплуатационных расходов. Повышение несущей способно- сти труб отличается почти отсутствием капитальных затрат и отсутствием допол- нительных эксплуатационных расходов. На сегодняшний день достаточно хорошо разработаны методы повышения про- пускной способности нефтепровода, сопровождаемые значительными капитальны- ми затратами на реконструкцию насосных станций и линейной части [1]. Однако опыт реализации методов, которые отличаются малым количеством за- трачиваемых экономических и временных ресурсов, на данный момент еще не велик, за исключением применения противотурбулентных присадок. Перспективными методами являются повышение или восстановление рабочего давления в магистральном нефтепроводе путем замены на некоторых участках дефектных труб либо труб с недостаточной несущей способностью, а также при- менение предвключенных шнековых колес в конструкции магистральных и под- порных нефтяных насосов. Анализ этапов развития нефтепроводной магистральной системы выявил, что в предыдущие годы наблюдалось постепенное снижение рабочего давления на неко- торых участках. Это происходило не только по технологической необходимости, но и в соответствии с «Рекомендациями по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных трубопроводов», разработанными ГУП «ИПТЭР» [2]. В данном документе для компенсации износа нефтепроводов было рекомендовано после 15 лет эксплуатации периодически снижать рабочее давление в соответствии со специальными коэффициентами старения, зависящими от марки стали трубопровода и срока его эксплуатации [3]. Выдвинута гипотеза, что использованный подход к постепенному снижению рабочего давления на некоторых участках во многих случаях может быть неверен. Для проверки данной гипотезы было исследовано влияние длительной экс- плуатации на структуру и механические свойства металла электросварных прямо- шовных труб магистральных нефтепроводов. Проведены серии экспериментальных исследований, включающие стендовые испытания натурных образцов труб, исследование механических свойств материа- ла труб и поверхностей разрушения образцов [4, 5]. Испытания натурных образцов труб проводились на стенде АО «Транснефть — Диаскан» по специально разработанной методике. Трубы подвергались ускоренным испытаниям на долговечность в объеме 10 000 циклов нагружения в течение 4–7 суток, что эквивалентно 30 годам фактической эксплуатации трубопровода. Внутреннее давление менялось циклично по синусоидальному закону от значе- ний Рmin до Рmax (где Pmax — давление, соответствующее нормативному рабочему давлению по СП 36.13330.2012 [6] для участков III, IV категории с догрузкой на-

турного образца циклическим изгибающим моментом Мmin…Мmax, совпадающим по фазе с циклическим внутренним давлением; Pmin — минимальное давление, примерно равное 0,1·Pmax). Испытаниям подвергались условно бездефектные трубы, то есть трубы с нанесен- ными дефектами, которые не обнаруживаются внутритрубными диагностическими приборами. Марки стали испытанных труб: 14ХГС, 17Г1С, 19Г и сталь «Ц». Данные трубные стали выбраны как основные, из которых выполнены магистральные нефте- проводы в ПАО «Транснефть». Результаты испытаний представлены в таблице 1.

118 Нефть и газ № 3, 2017 Таблица 1

Результаты испытаний и анализа образцов натурных труб

Максимальный Минимальное Размах Год Размах изгибающий Количество Марка испытательное изгибающего начала испытательного момент циклов стали давление, момента, эксплуатации давления, МПа фактический, нагружения МПа КН∙м КН∙м 1959 19Г 0,74 6,63 742,9 148,6 10 000

1960 19Г 0,71 6,37 644,5 128,9 10 000

1961 19Г 0,58 5,26 557,2 111,4 5 050

1961 «Ц» 0,83 7,52 295,7 59,1 8 400

1964 14ХГС 0,64 5,73 1 012,2 346,8 7 296

1973 17Г1С 0,65 5,88 1 219,7 580,3 10 000

1975 17Г1С 0,52 4,73 1 513,6 466,4 10 000

1977 17Г1С 0,51 4,54 1 346,2 453,8 10 000

В результате стендовых испытаний установлено, что не подтверждается связь отказов нефтепроводов со сроком их эксплуатации, которая должна была быть обусловлена «старением трубных сталей» согласно «Рекомендациям по учету ста- рения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных трубо- проводов». Проведены механические испытания образцов материала труб и исследования поверхностей их разрушения, в результате которых установлено, что после всех циклов нагружения механические свойства сталей не претерпевают радикальных изменений. Получено, что отсутствует четкая зависимость прочностных свойств металла труб от срока службы трубопровода. В качестве примера на рисунке 3 приведены изменения свойств стали 17Г1С после 10 000 циклов испытаний.

Рис. 3. Изменение механических свойств стали 17Г1С по результатам испытаний образцов на растяжение

№ 3, 2017 Нефть и газ 119 Результаты стендовых и лабораторных испытаний показали, что механические свойства эксплуатируемых и неэксплуатируемых труб почти не изменяются. Сле- довательно, эксплуатация трубопровода не оказывает значительного влияния на его дефектность, и прочность трубопровода не имеет строгой зависимости от цик- лов нагружения. Произведена оценка резерва работоспособности испытанных трубных сталей, который составил 15–30 лет (табл. 2). Таблица 2

Результаты испытания и анализа образцов натурных труб

Количество циклов Характеристики металла труб Прогнозное Прогнозный нагружения Диаметр максимальное срок Марка до трубы, рабочее эксплуатации стали Относи- разрушения м Временное Предел давление, бездефектной тельное натурных сопротивление текучести, МПа трубы, лет удлинение, образцов разрыву, МПа МПа % труб

17Г1С 1220 491–598 375–505 14,8–25 10 000 7,0 30

17Г1С 720 510–624 385–435 17–25 7 006 6,0 22

720 510–530 390–415 11,5–14,4 5 050 5,0 15

19Г 720 510–530 390–415 11,5–14,4 10 000 4,0 30

720 530–550 335–425 10,0–20,0 10 000 7,0 30

14ХГС 1020 540–580 290–425 12,0–19,0 7 296 6,0 22

«Ц» 530 485–570 280–430 15,3–26,0 7 000 8,0 21

Таким образом, на основе проведенных стендовых испытаний натурных труб, механических испытаний материала труб, исследований поверхностей разрушения образцов после механических испытаний и оценки резерва долговечности уста- новлено, что ресурс длительно эксплуатируемых труб значительно выше, чем счи- талось ранее согласно «Рекомендациям по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных трубопроводов». Следовательно, имеется потенциал по повышению или восстановлению рабо- чего давления в нефтепроводах, что приведет к увеличению пропускной способно- сти. Для реализации метода по восстановлению рабочего давления длительно экс- плуатируемых труб предлагается следующий методический подход: 1. Шаг первый. Сбор и уточнение исходных данных. • Проведение внутритрубной диагностики. • Привязка результатов внутритрубной диагностики и информации из про- ектной/исполнительной документации к трубным секциям по категориям и проч- ностным характеристикам труб магистрального нефтепровода. • Использование результатов ранее проведенных испытаний труб или при от- сутствии таких результатов проведение натурных испытаний выбранных секций и исследования механических характеристик труб. Для этого может использоваться база данных с результатами внутритрубной диагностики; база данных механических характеристик трубных сталей; верифи-

120 Нефть и газ № 3, 2017 кационные стендовые испытания; лабораторные испытания трубных сталей из катушек с дефектами. 2. Шаг второй. Выполнение расчетных оценок. • Расчет несущей способности трубопровода. • Расчет допустимых рабочих давлений на выходе нефтеперекачивающих станций. 3. Шаг третий. Определение критических секций труб, их местоположения и количества и последующая замена. По результатам определяется возможность увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода. Апробация разработанного методического подхода проводилась на объектах ПАО «Транснефть», и ее результаты приведены в таблице 3.

Таблица 3

Результаты внедрения разработанной методики на объектах ПАО «Транснефть»

Пропускная Общая Замена Реконструировано способность, Увеличение протяженность линейной магистральных млн т/год пропускной реконструированных части трубопроводов, до после способности, магистральных шт. замены замены % трубопроводов, км км % трубы трубы

5 1 747,5 36,6 2,1 180,7 193,9 7,3

Из приведенных данных (см. табл. 2) видно, что реконструкция малого объема линейной части (2,1 %) и восстановление рабочего давления приводят к значительному увеличению пропускной способности (7,3 %). Таким образом, можно заключить, что восстановление рабочего давления в трубопроводе позволяет значительно повысить пропускную способность трубопровода до 7,3 %. При этом метод отличается не только очень низкими экономическими затратами, но и временными, поскольку его применение возможно сразу после проведения работ по внутритрубной диагностике и исследованию механических свойств труб.

Список литературы 1. Суриков В. И. Исследование методов повышения пропускной способности эксплуатируемых магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов // Х Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. «Трубопроводный транспорт — 2015». – Уфа, 2015. 2. Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988. – 29 с. 3. Старение труб нефтепроводов / А. Г. Гумеров [и др.]. – М.: Недра, 1995. – 218 с. 4. Чепурной О. В. Определение и учет циклов нагружения магистрального нефтепровода / О. В. Чепурной [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов – М., 2015. – № 3 (19) – С. 23–29. 5. Испытания на долговечность труб класса прочности к60 с дефектами «вмятина, примыкающая к сварному шву» на стенде АО «Транснефть — Диаскан» / И. Н. Тюрин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов – М., 2015. – № 4 (20) – С. 66–74. 6. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85.

Сведения об авторе Information about the author Суриков Виталий Иванович, заместитель гене- Surikov V. I., Deputy General Director, Transneft R&D рального директора, ООО «НИИ Транснефть», г. Моск- LLC, Moscow, phone: +7(495)9508295, e-mail: surikov- ва, тел. +7(495)9508295, e-mail: surikov- [email protected] [email protected]

№ 3, 2017 Нефть и газ 121 Машины, оборудование и обустройство промыслов

УДК 621.91.01 КОНЦЕПЦИЯ ПРОХОЖДЕНИЯ КОНТАКТНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ТОЧЕНИИ ЖАРОПРОЧНЫХ СПЛАВОВ ИНСТРУМЕНТАМИ ИЗ СТМ CONCEPT OF PASSING OF CONTACT PROCESSES WHEN TURNING HEAT-RESISTANT ALLOYS WITH TOOLS FROM STM

В. А. Белозёров V. A. Belozerov

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: точение; станки с ЧПУ; контактные напряжения; концепция прохождения контактных процессов Key words: turning operation; CNC-machining technique; contact stresses; concept of passing of contact processes

Концепция прохождения контактных процессов тонкого точения жаропрочных сплавов инструментами из СТМ, разработанная нами, основывается на том, что существует единая контактная область взаимодействия обрабатываемого и инст- рументального материалов, объединенная контактной характеристикой — коэф- фициентом укорочения стружки (усадкой стружки), который управляет контакт- ными процессами одновременно на передней и задней поверхностях инструмента из СТМ при тонком точении жаропрочных сплавов и сталей на станках с ЧПУ, гибких производственных модулях (ГПМ) и обрабатывающих центрах. Прежде чем рассматривать вопросы, связанные с созданием концепции прохож- дения контактных процессов при взаимодействии обрабатываемого и инструмен- тального материалов и реализацией оптимизационной модели процесса тонкого то- чения жаропрочных сплавов инструментами из СТМ, необходимо остановиться на проблемах моделирования процессов и создания физических моделей процессов [1]. Понятие «моделирование» определяется как замещение одного объекта (ори- гинала) другим (моделью) с целью упрощения, удешевления, ускорения изучения свойств оригинала. Таким образом, моделирование процессов предполагает принятие допущений той или иной степени важности. При этом должен удовлетворяться ряд требований к моделям: адекватность, достаточная точность, целесообразность, экономичность. Необходимость в методах моделирования возникает в различных ситуациях для экспериментального исследования, всестороннего анализа и прогнозирования прохождения процессов. Важной сферой моделирования является принятие управ- ленческих и проектных решений при исследовании процессов. Предпосылки создания оптимизационной модели и физической оптимизации контактных характеристик (на стадии разработки) таковы. • Нами проведено исследование сил N1, F1, средних контактных напряжений qN1, qF1, коэффициентов трения μ1 на задних поверхностях резцов из СТМ от изме- нений коэффициента укорочения стружки KL при тонком точении жаропрочных сплавов. • М. Ф. Полетика своими исследованиями указывает на то, что наиболее яр- кое влияние оказывает коэффициент укорочения стружки KL на силы на задней грани N1, F1 и коэффициент трения μ1 при h3 = 0,03–0,04 мм («острый» резец), то 122 Нефть и газ № 3, 2017 есть сразу после периода приработки резца [2]. Эксперименты показали, что с рос- том KL силы N1, F1 увеличиваются. • Нами использован метод физической оптимизации А. Д. Макарова [3] и оп- ределены скорости резания ʋопт, соответствующие минимальным относительным износам h резцов из СТМ. опз ℎ • Ю. И. Некрасов пришел к выводу, что при обработке труднообрабатывае- мых материалов в диапазоне режимов резания «за наростом» сочетания режимов резания, при которых оптимальный коэффициент укорочения стружки опт не изменяется, обеспечивают постоянство силового и температурного нагружения 𝐿𝐿 режущих кромок и режим поддержания постоянства коэффициента запаса 𝐾𝐾прочно- сти режущей части инструмента (nопт = const) [4]. Было доказано, что критериями физической оптимальности на передней поверхности инструмента в зоне контакта являются одновременно постоянные оптимальные коэффициент укорочения стружки , температура резания ° и средние нормальные контактные напря- жения опт. По постоянному оптимальному коэффициенту укорочения стружки 𝐿𝐿 опт определяемопт𝐾𝐾 оптимальную скорость𝜃𝜃 резания . При этом оптимальная ско- 𝑁𝑁 ростьопт резания𝑞𝑞 оказывается равной скорости резания,опт соответствующей отно- 𝐿𝐿 𝐾𝐾𝐿𝐿 𝐾𝐾 опт ʋ опт сительному износу𝐾𝐾𝐿𝐿 резца по задней поверхности (по А. Д. Макарову) — , ʋ ° то есть = (так обеспечивается постоянство = const, = constℎ и = constопт). опт опт ʋ 𝐾𝐾𝐿𝐿 ℎ 𝐿𝐿 опт оптПри положении,ʋ ʋ когда 𝐾𝐾 𝜃𝜃 𝑁𝑁 𝑞𝑞 = const, ° = const, = const, опт опт происходит физическая 𝐾𝐾 оптимизация𝐿𝐿 𝜃𝜃 процессаопт резания𝑞𝑞𝑁𝑁 на передней поверхности режущего инструмента для сочетания «обрабатываемый материал — инструмен- тальный материал», то есть данное положение фактически является физическим законом при взаимодействии конкретных обрабатываемого и инструментального материалов. При этом при постоянной глубине резания для различных значений подач получаем соответствующие оптимальные скорости резания

= . опт опт Постоянный оптимальный коэффициентʋ𝐾𝐾𝐿𝐿 ʋ укороченияℎ стружки и постоян- ная оптимальная температура резания ° являются критериямиопт физического 𝐿𝐿 взаимодействия обрабатываемого и инструментального материалов,𝐾𝐾 то есть опре- опт деляют напряженно-тепловое состояние режущей𝜃𝜃 части инструмента у вершины. — это физический критерий деформационных процессов в зоне резания при стружкообразовании,опт а ° — критерий теплофизического взаимодействия обра- 𝐿𝐿 батываемого𝐾𝐾 и инструментального материалов. опт Проведенные нами исследования𝜃𝜃 показали, что при постоянных оптимальных значениях коэффициента укорочения стружки , температуры резания ° , средних нормальных контактных напряжениях опт на передней поверхности ин- 𝐿𝐿 опт струмента из СТМ при разных сочетаниях параметров𝐾𝐾опт режимов резания 𝜃𝜃 𝑁𝑁 ( — скорость резания, соответствующая минимальному𝑞𝑞 относительному изнопто- ℎ суопт hопз резца из СТМ по задней поверхности в результате физической оптимизацииʋ ℎ процессаʋ по методу А. Д. Макарова) отношения сил на задней поверхности 1 по- 𝑁𝑁1 стоянны, то есть постоянны соотношения 𝐹𝐹

1 1 = = μ1. 1 1 𝐹𝐹 𝑞𝑞𝑞𝑞 Кроме того, как указывалось ранее,𝑁𝑁 ск𝑞𝑞орости𝑁𝑁 резания равны ( = ). опт опт 𝐾𝐾𝐾𝐾 ℎ № 3, 2017 Нефть и газ ʋ ʋ 123 В результате выявления предпосылок создания оптимизационной модели про- цесса тонкого точения жаропрочных сплавов инструментами из СТМ определены области (зоны) физической оптимизации контактных характеристик (и контактных процессов) одновременно на передних и задних поверхностях резцов из эльбора-Р, композита 05ИТ, гексанита-Р при точении сплава ХН62МВКЮ-ВД, HRC38. Обеспечиваются постоянные оптимальные величины , ° , на передних поверхностях резцов из СТМ и постоянные оптимальныеопт коэффициентыопт 𝐿𝐿 опт 𝑁𝑁 трения μ1 на задних поверхностях резцов из СТМ. Обеспечиваются𝐾𝐾 также𝜃𝜃 𝑞𝑞 посто- янные оптимальные скорости резания = для резцов из СТМ (при постоян- ных величинах глубины резания t и подачиопт S). опт 𝐾𝐾𝐾𝐾 ℎ Благодаря анализу предпосылок физическойʋ ʋ оптимизации процесса была соз- дана оптимизационная модельуправления в процессе тонкого точения жаропроч- ных сплавов контактными характеристиками одновременно на передней и задней поверхностях инструмента из СТМ. Критерий физической оптимальности взаимодействия обрабатываемого и ин- струментального материалов — постоянный оптимальный коэффициент укороче- ния стружки — управляет не только контактными процессами на передней ° поверхности инструмопт ента (вместе с и ), но и на задней поверхности. 𝐿𝐿 = const𝐾𝐾 управляет величиной постоянногоопт оптимального коэффициента опт 𝑁𝑁 тренияопт на задней поверхности 1 =𝜃𝜃 const𝑞𝑞, от величины которого зависят величи- 𝐿𝐿 ны 𝐾𝐾силы трения F1, силы нормальногоопт давления N1 и средних контактных напря- жений на задней поверхности 𝜇𝜇qF1, qN1, то есть обеспечивается также управление постоянством соотношений

1 1 1 = f( ) = = = const. 1опт 1опт опт опт 𝐹𝐹 𝑞𝑞𝑞𝑞 Разработана блок-схема𝜇𝜇 оптимизационной𝐾𝐾𝐿𝐿 𝑁𝑁 опт модели𝑞𝑞𝑁𝑁 опт управления в процессе реза- ния контактными характеристиками одновременно на передней и задней поверх- ностях инструмента из СТМ в условиях физической оптимизации. Оптимизацион- ная модель разрабатывается на стадии проектирования операции технологического процесса и реализуется уже во время обработки поверхности детали. Оптимизаци- онная модель представлена в виде семейства графиков, связанных между собой и образующих номограмму управления процессами нагружения одновременно на передней и задней поверхностях инструмента из СТМ. По этой номограмме опре- деляются постоянные оптимальные контактные характеристики на передней и задней поверхностях инструмента из СТМ, а также оптимизируются параметры режима резания при тонком точении жаропрочного сплава этим инструментом. В соответствии с классификацией физических моделей процессов, разработанная нами номограмма оптимизационной модели может быть отнесена к схемной (графи- ческой) форме физической модели, так как представление модели произведено на графическом языке (в виде семейства графических зависимостей — номограммы). Разработанная оптимизационная модель опирается на выявленные физико- механические и теплофизические закономерности взаимодействия обрабатывае- мого и инструментального материалов в процессе резания, а также на проведен- ные нами экспериментальные и теоретические исследования с целью объединения прохождения контактных процессов одновременно на передней и задней поверх- ностях режущих частей инструментов из СТМ при тонком точении жаропрочных сплавов и сталей (в том числе на станках с ЧПУ, обрабатывающих центрах, ГПМ и в условиях ГПС). Это позволило выработать концепцию процесса резания, которая опирается на установленные нами общие физические закономерности взаимодей- ствия обрабатываемого и инструментального материалов в процессе резания. Таким образом, предлагаемая нами концепция процесса резания как единого процесса взаимодействия обрабатываемого и инструментального материалов по-

124 Нефть и газ № 3, 2017 зволяет сделать вывод о том, что процесс формообразования поверхности детали и связанный с ним процесс стружкообразования — это единый физический процесс взаимодействия обрабатываемого и инструментального материалов. В этом широ- ком (философском) смысле у режущего клина инструмента не существует перед- ней и задней поверхностей, так как эти поверхности появляются как результат единого физического взаимодействия обрабатываемого и инструментального ма- териалов в процессе резания, когда режущая часть инструмента воздействует на обрабатываемую заготовку с целью получения поверхности детали необходимого качества. Передняя и задняя поверхности режущей части инструмента — это ус- ловные зоны контакта обрабатываемого и инструментального материалов, предна- значенные для выделения контактных характеристик в отдельности по данным поверхностям в едином процессе формообразования поверхности детали при реза- нии. Фактически существует единая (общая) область или зона взаимодействия об- рабатываемого и инструментального материалов в процессе резания.

Список литературы 1. Белозёров В. А. Оптимизационная модель процесса тонкого точения жаропрочных сплавов инструментами из СТМ // Известия вузов. Нефть и газ. – 2015. – № 5. – С. 90–95. 2. Полетика М. Ф. Контактные нагрузки на режущих поверхностях инструмента. – М.: Машиностроение, 1969. – 150 с. 3. Макаров А. Д. Оптимизация процессов резания. – М.: Машиностроение, 1976. – 276 с. 4. Некрасов Ю. И. Исследование технологической эффективности обработки труднообрабатываемых материа- лов на токарных станках с ЧПУ при управлении процессами нагружения режущей части инструмента: Автореф. дис. канд. тех. наук. – К.: ИСМ АН УССР, 1981. – 24 с.

Сведения об авторе Information about the author Белозёров Владимир Анатольевич, к. т. н., доцент Belozerov V. A., Candidate of Engineering, Associate кафедры технологии машиностроения, Тюменский Professor at the Department of Technology of Machine индустриальный университет, г. Тюмень, тел. Building, Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)283673, e-mail: [email protected] 8(3452)283673, e-mail: [email protected] ______

УДК 621.34:622.276.53 ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИЙ ПРИВОД ШТАНГОВОГО ГЛУБИННОГО НАСОСА ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ ELECTROMECHANICAL DRIVE OF PRODUCTION WELL SUCKER ROD PUMP

Р. Б. Булатов, Л. Г. Тугашова R. B. Bulatov, L. G. Tugashova

Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск

Ключевые слова: электромеханический привод; добывающая скважина; шарико-винтовая передача; штанговый глубинный насос Key words: electromechanical drive; production well; ball screw; sucker rod pumps

Одним из основных устройств, применяемых при разработке нефтяных место- рождений, является широко распространенный электромеханический привод (ЭМП) добывающих скважин, называемый станком-качалкой. Устройство и принцип действия серийных станков-качалок, являющихся элек- тромеханическими приводами спущенных в забой добывающей скважины штан- говых глубинных насосов (ШГН), общеизвестны и хорошо описаны в специаль- ных источниках [1]. Общим недостатком всех эксплуатируемых станков-качалок является наличие в их приводах таких громоздких агрегатов и узлов, как многоручейковая клиноре- менная передача, двухступенчатый цилиндрический редуктор со сложным и доро- гостоящим по технологии изготовления зацеплением Новикова, кривошипно- шатунный механизм, траверса с опорами, балансир с поворотной головкой и опо- рой, а также цепная передача. № 3, 2017 Нефть и газ 125 Нами разработана конструкция ЭМП, позволяющего осуществлять периодиче- ский спуск и подъем колонны штанг с рабочим плунжером серийного ШГН и от- личающегося от серийного станка-качалки тем, что в нем отсутствуют указанные выше узлы. На указанную конструкцию ЭМП нами получен патент на полезную модель [2]. Технической задачей предложенной полезной модели является упрощение кон- струкции ЭМП ШГН добывающей скважины, в результате чего значительно сни- жаются его массогабаритные размеры и упрощается технология технического об- служивания и ремонта. Новым в предложенном нами ЭМП является то, что внутри вращающегося ро- тора электродвигателя размещена шарико-винтовая передача (ШВП) с рециркуля- цией шариков, которые преобразовывают вращательное движение ротора электро- двигателя в вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг ШГН. Устройство и принцип действия предлагаемого электромеханического привода ШГН добывающей скважины представлены на рисунках 1, 2. Периодическое возвратно- поступательное движение штанги 1 ШГН (см. рис. 1) вверх или вниз реализуется электродвигателем 2, прикрепленным к сварной сталь- ной раме 3, с помощью рабочего винта 4 ШВП с рециркуляцией шариков 18 (см. рис. 2), нижний конец рабочего винта 4 соединен с верхним концом штанги 1, вы- ступающей из устья скважины 5. Вертикальное прямолинейное движение рабочего винта 4 по- очередно вверх и вниз, обеспечи- ваемое вращающимся ротором 13 электродвигателя 2, передается направляющему валику 6. Его задачей является лишение рабо- чего винта 4 возможности вра- щаться вокруг своей геометриче- ской оси. Для этого к сварной стальной раме 3 прикреплен кронштейн 7 с шариками- фиксаторами 8. Эти шарики на- половину находятся в гнездах неподвижного кронштейна 7, на- половину — в продольно выре-

занных канавках направляющего Рис. 1. Установка с электромеханическим валика 6, чем и обеспечивается приводом штангового глубинного насоса движение рабочего винта 4 ШВП вверх или вниз без его вращения. Движение верхнего конца направляющего валика 6 передается через гибкий трос 9 и ролик 10, установленный на верхней площадке сварной стальной рамы 3 противовесу 11, который периодически поднимается и опускается в такт движени- ям рабочего винта 4 ШВП. Подъем и спуск противовеса 11 осуществляется в спе- циальных направляющих каретках. Вращающийся ротор 13 электродвигателя 2 вращается в подшипниковых опорах 14, 15 и 16. В центральном отверстии вра-

126 Нефть и газ № 3, 2017 щающегося ротора 13 жестко закреплена гайка 17 шарико-винтовой передачи, ме- жду которой и рабочим винтом 4 находятся рециркулирующиеся шарики 18, пере- дающие и напрямую преобразующие вращение ротора 13 в вертикальное прямо- линейное движение рабочего винта 4 в направлении поочередно вверх и вниз, причем рабочий винт 4 поднимается вверх при вращении ротора 13 в одном на- правлении и вниз — при его вращении в противоположном направлении. Такое возвратно-поступательное движение создают конечные электрические переключа- тели, установленные на верхнем и нижнем ограничительных концах привода, пе- риодически изменяющие направление вращения ротора 13. Прямолинейное дви- жение рабочего винта 4 сообщается направляющему валику 6 через муфтовое со- единение 19 (см. рис. 2). Устройство и принципы действия электрических и гидравлических ко- нечных переключателей общеизвест- ны. Они нашли широкое применение в станкостроении (например, в плос- кошлифовальных, строгальных, дол- бежных станках, в приводах кузнеч- но-прессового оборудования, в строи- тельных кранах и др.). ШВП с рецир- куляцией шариков является одной из разновидностей механических пере- дач. Благодаря компактным размерам и простоте конструкции она легко интегрируется в различные машины и механизмы, обладает хорошими ки- нематическими и энергетическими показателями: высокой точностью, высокой нагрузочной способностью, жесткостью, значительной долговеч- ностью, плавностью хода и др. Ее КПД находится в пределах 0,85–0,9. Кинематические и прочностные характеристики ШВП с рециркуляци-

ей шариков, приводимые в специаль- ных источниках [1], следующие: Рис. 2. Конструкция электродвигателя • номинальный диаметр винта со встроенной шарико-винтовой передачей — от 6 до 150 мм; • статическая грузоподъемность — от 2,2 до 125 т (для сравнения — у стан- ка-качалки дезаксиального СКД 12-3,0 статическая грузоподъемность равна 12 т); • динамическая грузоподъемность — от 1,9 до 37,5 т; • прямолинейная скорость — до 110 м/мин. Таким образом, ШВП обладает очевидными достоинствами, и предлагаемая полезная модель позволяет упростить конструкцию ЭМП ШГН, значительно уменьшить его массогабаритные размеры. Проектирование и изготовление ШВП осуществляется специальными органи- зациями и предприятиями, например, ООО «Гомельский завод станочных узлов» (Республика Беларусь).

Список литературы 1. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. Ш. К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1974. – 255 с. 2. Патент РФ на полезную модель № 160381. Электромеханический привод штангового глубинного насоса до- бывающей скважины. / Булатов Р. Б., Тугашова Л. Г. – Зарегистрировано Госреестром полезных моделей РФ 18 фев- раля 2016 г.

№ 3, 2017 Нефть и газ 127 Сведения об авторах Information about the authors Тугашова Лариса Геннадьевна, ст. преподаватель Tugashova L. G., Senior Teacher at the Department of кафедры автоматизации и информационных техноло- Automation and Information Technologies, Almetyevsk State гий, Альметьевский государственный нефтяной инсти- Petroleum Institute, phone: 8(8553)310151, e-mail: tugasho- тут, г. Альметьевск, тел: 8(8553)310151, e-mail: tuga- [email protected] [email protected] Булатов Ринат Булатович, к. т. н., доцент кафед- Bulatov R. B., Candidate of Engineering, Associate ры автоматизации и информационных технологий, Professor at the Department of Automation and Information Альметьевский государственный нефтяной институт, Technologies, Almetyevsk State Petroleum Institute, phone: г. Альметьевск, тел: 8(8553)310151, e-mail: ri- 8(8553)310151, e-mail: [email protected]. [email protected]. ______

УДК 621.9.06 РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ И ВВОД КОРРЕКЦИЙ В РАБОТУ ОБОРУДОВАНИЯ С ЧПУ MATHEMATICAL MODEL DEVELOPMENT AND CORRECTIONS IN THE OPERATION OF CNC EQUIPMENT INPUT

Р. Ю. Некрасов, У. С. Путилова, А. И. Стариков, И. В. Соловьёв, Ю. А. Темпель R. Yu. Nekrasov, U. S. Putilova, A. I. Starikov, I. V. Soloviev, Yu. A. Tempel

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: моделирование технологических процессов; числовое программное управление; диагностика технологического оборудования Key words: modeling of technological processes; numerical control; diagnostics of technological equipment

Развитие научно-технического прогресса предъявляет все более жесткие требо- вания к машиностроительной отрасли в части технологической возможности изго- товления той или иной продукции. Зачастую опережающая мысль ученых приво- дит к невозможности реализации смелых идей из-за отсутствия технологий или невозможности выполнения операций по изготовлению изделий на существующем технологическом оборудовании. Одним из технологических факторов, лимити- рующих темпы научно-технического прогресса, является возможность обеспече- ния требуемой точности в процессе обработки на технологическом оборудовании. Реализовать ужесточающие требования невозможно без применения станков с числовым программным управлением (ЧПУ). Проблемам повышения точности обработки на станках с ЧПУ посвящены ра- боты многих современных исследователей. Данная проблема все более актуальна в условиях изменения технологических составляющих силы резания, приводящего к отклонениям расположения элементов технологических систем (ТС) в процессе обработки. Системы ЧПУ позволяют отслеживать нагружение приводов и вносить соответствующие коррекции в расположение исполнительных рабочих органов (ИРО) станков. Но, учитывая многокритериальный характер возникающих по- грешностей, полного решения проблемы компенсации отклонений расположения всего комплекса элементов технологических систем при обработке на станках с ЧПУ к настоящему времени не найдено [1]. Для исключения погрешностей, вызванных технологическими составляющими силы резания, Б. С. Балакшиным было предложено использование систем адап- тивного управления, однако данные системы не нашли широкого применения в станках с ЧПУ, так как стабилизация силы резания сама по себе при изменении входных параметров процессов обработки не обеспечивает постоянства отклоне- ний расположения комплекса элементов технологических систем в различных точках рабочего пространства станков с ЧПУ.

128 Нефть и газ № 3, 2017 Для стабилизации силы резания, величина которой определяется по лимити- рующему участку траектории перемещения ИРО станка, на практике приходится в значительной мере занижать режимы резания на тех участках траектории, где это- го не требуется по техническим условиям. При этом стабилизация силы резания соответствует выбранным критериям оптимальности [2–4]. Учеными Тюменского индустриального университета предлагается проведение комплекса предваритель- ной и оперативной диагностики ТС станков с ЧПУ с последующим оперативным вводом коррекций в траектории движения ИРО станков непосредственно в про- цессе обработки, с учетом данных оперативной диагностики процесса резания. Качество проведения диагностики технического состояния ТС является осно- вополагающим фактором, определяющим точность обработки. Качество и, соот- ветственно, результативность проведения диагностики напрямую зависит от коли- чества факторов, влияющих на точность обработки, учитываемых при реализации диагностических мероприятий. В ходе исследования влияния, осуществляемого отдельными факторами, на итоговую точность, а точнее на величину итоговой погрешности, было сформулировано предложение о целесообразности разделения диагностических мероприятий на предварительные и оперативные. Принципиаль- ная схема представлена на рисунке 1: • группа параметров 1 представляет собой параметры предварительной диаг- ностики, служащие для определения величин оперативных коррекций в процессе обработки для всех деталей и инструмента; • группа параметров 2 представляет собой параметры предварительной диаг- ностики, служащие для определения величин оперативных коррекций в процессе обработки для конкретной детали и инструмента; • группа параметров 3 представляет собой параметры текущей оперативной диагностики, служащие для определения величин, их суммирования и ввода опе- ративных коррекций в процессе обработки по траекториям перемещений инстру- мента и режимам резания. Деление диагностических мероприятий на предваритель- ные и оперативные обусловлено использованием различного оборудования для их осуществ- ления, а также получаемыми в итоге значениями погрешно- стей. Принципиальное различие заключается в статической и динамической природе техниче- ского состояния ТС. При прове- дении предварительной диагно- стики ТС находится в статиче- ском состоянии, то есть не про- водится обработка, что позволя- ет использовать высокоточное оборудование для ее осуществ-

ления, такое как лазерные сис- темы контроля точности пози- ционирования ИРО. Сущест- Рис. 1. Схема диагностики венным недостатком предвари- и оперативного ввода коррекций тельной диагностики является пренебрежение отдельными факторами, влияющими на величину возникающих в процессе обработки погрешностей. Необходимо заметить, что процесс обработки имеет сложную стохастическую природу. Таким образом, используя данные толь-

№ 3, 2017 Нефть и газ 129 ко предварительной диагностики, невозможно добиться оптимального результата повышения точности обработки. Исходя из данных предпосылок, для определения величин и ввода компенси- рующих коррекций отклонения расположения элементов ТС необходимо исполь- зовать данные как предварительной, так и оперативной диагностики, в частности параметров силового нагружения приводов ИРО станков с ЧПУ [5]. В современных системах ЧПУ используются интерполяторы расчета траекто- рий по нескольким координатам, которые позволяют оперативно вводить коррек- ции для компенсации возникающих погрешностей не только одиночных шагов, но накопленных, например погрешности ходового винта. При этом проверка точно- сти позиционирования производится периодически, как правило, в начале цикла обработки, а погрешность определяется по всей длине перемещения ИРО станка [6–9]. С целью разработки математической модели, позволяющей определять величи- ну погрешности, вызываемой упругими силовыми деформациями ТС, был прове- ден ряд исследований, в ходе которых были экспериментально реализованы усло- вия как статического технического состояния ТС, так и динамического. Для этого предварительно было разработано математическое описание проводимых диагно- стических мероприятий. Данное описание было выполнено на языке математиче- ской логики [10]:

212222221 1 11 23 2 31 ∀∃MB1 ∈( P ⊂ À 1) ∈ B 1 ⊃ B 1 ∈ B 1 ⊃ B 1 → B 11 ∈ B (1) 2(( 1( 2 2)) ( 2 2)) ( 22) , M=⊃⊃ APW ⊃ B

где N(0;c) — интервал варьирования величины нагружения; n-1 с — максимальная величина нагружения; F(x) = x1 ∙ q ; x1 = 5 — минимальная ве- личина нагружения, отличная от нуля; q = 2 — шаг измения величины нагружения. Читается следующим образом: для множества ТС (М), включающей множество средств технологического оснащения (А), множество предметов производства (труда) (Р), множество исполнителей работ (W) и множество технических средств автоматизированных систем управления технологическим процессом (B), сущест- вует множество систем средств диагностики изменения пространственного поло- B 2 жения ( 12 ) предмета труда ( P ) установленного в технологическое оснащение 1 2 A B 22 B 21 ( 12 ), нагружаемого с помощью устройства ( 12 ) множеством грузов ( 12 ), 2 B 21 B 11 измеряемых устройством ( 12 ), включающим щуп ( 12 ), регистрируемых при- 2 B 23 B 31 бором ( 12 ) множество отклонений ( 12 ) пространственного положения. Или с точки зрения инженера-технолога: диагностика автоматизированной технологиче- ской системы операций, состоящей из средств технологического оснащения, предмета производства (труда), исполнителей работ и технических средств авто- матизированной системы управления технологическим процессом, по определе- нию изменения пространственного положения заготовки относительно оси OZ при ее нагружении составляющей силы резания PZ заключается в следующем: на заго- товку, установленную в приспособлении, воздействуют с помощью устройства, имитирующего действие составляющей силы резания PZ, измерительное устройст- во, расположенное с противоположной стороны, включающее щуп, определяет величину отклонения, записываемую регистрирующим устройством. Для проведения предварительной диагностики элементов технологической системы, для экспериментальной установки на базе токарного станка с ЧПУ (рис. 2) была разработана схема нагружения (рис. 3).

130 Нефть и газ № 3, 2017

Рис. 2. Экспериментальная установка на базе токарного станка с ЧПУ

Рис. 3. Схема диагностики отклонений расположения инструмента при его нагружении в ТС станка с ЧПУ

Диагностика осуществляется за счет эмуляции составляющих силы резания Px 1 и Py 2 путем нагружения подвешенными на тросах 3 гирями 4 через систему независимых блоков. Индикаторы 5 фиксируют отклонения режущего инструмен- та 6 в системе координат станка 7, полученные данные заносятся в систему кор- рекции 8 положения режущего инструмента 6, для определения величины необхо- димой коррекции с учетом направления перемещения режущего инструмента 6 и возникающих при обработке усилий. Согласно разработанной схеме нагружения ИРО проведен эксперимент, в ре- зультате которого получены данные зависимости отклонений от конкретного по- ложения элементов технологической системы (рис. 4–5).

№ 3, 2017 Нефть и газ 131

Рис. 4. Зависимость отклонений расположения суппорта от нагрузки по оси OZ

Рис. 5. Зависимость отклонений расположения суппорта от нагрузки по оси OX

В результате аппроксимации данных диагностики, проведенной в программном комплексе MATLAB, получена зависимость отклонений ИРО ∆Z расположения суппорта станка по оси OZ от составляющей силы резания PZ при перемещении суппорта по координате OZ станка с ЧПУ (рис. 6).

Рис. 6. Аппроксимированная зависимость отклонений расположения суппорта от нагрузки по оси OZ

132 Нефть и газ № 3, 2017 Соответственно, полином 3-й степени, описывающий представленную на ри- сунке 6 поверхность, выглядит следующим образом: ∆=Zp00 + p 10 ×+ Zp 01 ×+ Pp 20 × Z ^ 2 + p 11 ××+ ZPpP 02 × ^ 2 + Z ZZ(2) pZ30×+××+××+× ^ 3 pZ 21 ^ 2 PpZPpP 12 ^ 2 03 ^ 3 , Z ZZ где коэффициенты при переменных (с 95 % доверительным интервалом):

p00 = 0,1751 (0,1731; 0,1772), p10 = –0,000368 (–0,0003991; –0,0003369), p01 = 0,0002162 (–2,922e-05; 0,0004615), p20 = –1,145e-08 (–3,523e-07; 3,294e-07), p11 = 1,224e-06 (1,554e-07; 2,293e-06), p02 = –1,057e-05 (–1,933e-05; –1,813e-06), p30 = 9,632e-10 (–1,849e-10; 2,111e-09), p21 = 5,315e-10 (–2,562e-09; 3,625e-09), p12 = –1,381e-08 (–2,438e-08; –3,231e-09), p03 = 9,668e-08 (2,113e-08; 1,722e-07).

На рисунке 7 представлена аппроксимированная поверхность для зависимости отклонений расположения суппорта от нагрузки по оси OХ.

Рис. 7. Аппроксимированная зависимость отклонений расположения суппорта от нагрузки по оси OX

Соответственно, полином 3-й степени, описывающий представленную на ри- сунке 7 поверхность, выглядит следующим образом:

∆=Xp00 + p 10 ×+ XpPp 01 ×+ 20 × X ^ 2 + p 11 ××+ XPp02 × P ^ 2 + X XX (3) , p30×+××+××+× X ^ 3 p 21 X ^ 2 PX p 12 XP XX ^ 2 p 03 P ^ 3

где коэффициенты при переменных (с 95 % доверительным интервалом):

p00 = 1,346 (1,329; 1,364), p10 = –0,001099 (–0,001343; –0,0008558), p01 = 0,0006868 (–0,001338; 0,002712), p20 = 1,688e-06 (–1,364e-07; 3,513e-06), p11 = –2,068e-06 (–8,976e-06; 4,84e-06), p02 = –5,871e-05 (–0,0001296; 1,214e-05),

№ 3, 2017 Нефть и газ 133 p30 = 3,79e-09 (–2,591e-10; 7,839e-09), p21 = 2,232e-10 (–1,42e-08; 1,465e-08), p12 = 2,167e-08 (–4,329e-08; 8,664e-08), p03 = 5,737e-07 (–3,588e-08; 1,183e-06).

Таким образом, для определения величины оперативной коррекции, компенси- рующей отклонения расположения элементов ТС, достаточно знать усилия, дейст- вующие на технологическую систему в конкретный момент времени. Моделирование процессов диагностики технологических систем с использова- нием аппарата математической логики и вводом оперативных коррекций непо- средственно в интерполятор и управляющую программу станка с ЧПУ является эффективным методом управления при обработке деталей на станках с ЧПУ. Ис- пользование предлагаемых методов предварительной и оперативной диагностики с вводом оперативных коррекций, обеспечивающих компенсацию отклонений расположения элементов ТС при их нагружении, позволяет повысить эффектив- ность использования современных станков с ЧПУ.

Список литературы 1. Ломова О. С. Математическое моделирование структурных изменений в поверхностях заготовок при тепло- вых возмущениях в процессе шлифования // Омский научный вестник. – 2013. – № 2 (120). – С. 95–98. 2. Тахман С. И. Закономерности процесса изнашивания и основы прогноза износостойкости инструментов из стандартных твердых сплавов // Механика и физика процессов на поверхности и в контакте твердых тел, деталей технологического и энергетического оборудования. – 2010. – № 3. – С. 64–72. 3. Шаламов В. Г. Математическое моделирование при резании металлов: учеб. пособие. – Челябинск: Изд-во ЮУрГУ, 2007. 4. Михалев О. Н., Янюшкин А. С. Повышение степени автоматизации CAD/CAM-систем при проектировании обработки точных отверстий на многоцелевых станках с ЧПУ // Вестник компьютерных и информационных техноло- гий. – 2008. – № 5. – С. 33–38. 5. Михалев О. Н., Янюшкин А. С., Кулехова Г. М. Повышение степени автоматизации CAM-систем при про- граммировании УП для обработки точных отверстий на станках фрезерно-сверлильно-расточной группы с ЧПУ // Механики ХХI веку. – 2007. – № 6. – С. 246–251. 6. Ласуков А. А., Дурев В. В. Стружкообразование при обработке конструкционных материалов // Горный ин- формационно-аналитический бюллетень. – 2011. – Т. 2, № 12. – С. 314–322. 7. Некрасов Ю. И. Диагностика деформирования срезаемого слоя и управление нагружением инструмента при точении на станках с ЧПУ // Вестник Кузбасского государственного технического университета. – 2010. – № 4. – С. 57–61. 8. Совершенствование технологических процессов машиностроительных производств / А. С. Янюшкин [и др.] – Братск: Изд-во БрГУ, 2006. – 302 с. 9. Моделирование процессов диагностики технологической системы как средство повышения размерной точ- ности при обработке на станках с ЧПУ / Н. А. Проскуряков [и др.] // СТИН. – 2016. – № 1. – С. 2–5. 10. Моделирование технологических процессов диагностики и управления обработкой на станках с ЧПУ / Р. Ю. Некрасов [и др.] // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2015. – № 3. – С. 98–103.

Сведения об авторах Information about the authors Некрасов Роман Юрьевич, к. т. н., доцент кафедры Nekrasov R. Yu., Candidate of Engineering, Associate технологии машиностроения, Тюменский индустриаль- Professor at the Department of Technology of Machine ный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)283673, e-mail: Building, Industrial University of Tyumen, phone: [email protected] 8(3452)283673, e-mail: [email protected] Путилова Ульяна Сергеевна, к. т. н., доцент, Тю- Putilova U. S., Candidate of Engineering, Associate менский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. Professor, Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)283671, e-mail: [email protected] 8(3452)283671, e-mail: [email protected] Стариков Александр Иванович, ассистент кафед- Starikov A. I., Teaching Assistant at the Department of ры технологии машиностроения, Тюменский индустри- Technology of Machine Building, Industrial University of альный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)283673, e- Tyumen, phone: 8(3452)283673, e-mail: [email protected] mail: [email protected] Соловьёв Игорь Владимирович, ассистент кафед- Soloviev I. V., Teaching Assistant at the Department of ры технологии машиностроения, Тюменский индустри- Technology of Machine Building, Industrial University of альный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)283673, e- Tyumen, phone: 8(3452)283673, e-mail: ara- mail: [email protected] [email protected] Темпель Юлия Александровна, ассистент кафед- Tempel Yu. A., Teaching Assistant at the Department of ры технологии машиностроения, Тюменский индустри- Technology of Machine Building, Industrial University of альный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)283673 Tyumen, phone: 8(3452)283673

134 Нефть и газ № 3, 2017 УДК 669.018/541.126 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ УГЛЕРОДИСТЫХ ВЫСОКОХРОМИСТЫХ СТАЛЕЙ ДЛЯ ГИЛЬЗ ГРЯЗЕВЫХ НАСОСОВ БУРОВЫХ УСТАНОВОК THE USE OF CARBON, HIGH-CHROMIUM STEELS FOR LINERS OF MUD PUMPS AND DRILLING RIGS

М. А. Филиппов, М. А. Гервасьев, Г. Н. Плотников, С. М. Никифорова, А. С. Жилин M. A. Filippov, M. A. Gervasyev, G. N. Plotnikov, S. M. Nikiforova, А. S. Zhilin

Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина, г. Екатеринбург ОАО «Уралмаш-Буровое оборудование», г. Екатеринбург

Ключевые слова: буровое оборудование; стали; термическая обработка; мартенсит; карбиды; закалка; обработка холодом; износостойкость Key words: drilling equipment; steels; heat treatment; martensite; carbides; quenching; cold processing; wear resistance

Проблемным агрегатом буровых установок по эксплуатационной стойкости яв- ляются грязевые насосы, в которых лимитирующим звеном служат цилиндровые втулки, испытывающим в эксплуатации циклические нагрузки при повышенном переменном давлении в сочетании с интенсивным гидроабразивным воздействием промывочной жидкости, представляющей собой глинистый раствор на водной ос- нове с плотностью до 2 000 кг/м3 и содержанием частиц с микротвердостью свыше 1,2 ГПа до 3 % по объему. В разных вариантах конструкций для изготовления вту- лок используются различные материалы, но, как правило, срок их службы не пре- вышает 200–300 часов, после чего происходит недопустимое изменение размеров в паре трения «втулка — поршень». Поэтому выбор технологичного материала для изготовления втулок с высокой эксплуатационной стойкостью остается актуаль- ной проблемой при производстве конкурентоспособных буровых насосов. Опробование вариантов различных классов материалов цилиндровых втулок и технологий их изготовления показало, что углеродистая сталь 60 с закалкой ТВЧ, износостойкие хромистые чугуны типа ЧХ20М не обладают достаточной стойко- стью или неприемлемы вследствие хрупкости. Использование химико- термической обработки (цементации и ионного азотирования) и покрытий (хроми- рования) оказалось неэффективным по технологическим или экономическим со- ображениям. В связи с необходимостью выбора износостойких материалов и рациональной технологии производства цилиндровых втулок буровых насосов и аналогичных по условиям работы деталей цель данной работы состояла в изучении влияния фазо- вого состава и структуры, формирующихся в результате совмещения высокотем- пературной закалки с обработкой холодом, и последующего отпуска на абразив- ную износостойкость высокохромистых сталей мартенситно-карбидного класса (95Х18 и Х12МФЛ). В качестве объекта исследования выбраны образцы 10 х 10 х 25 мм, изготов- ленные из центробежно-литых заготовок штамповой стали Х12МФЛ и горячека- таного круга диаметром 50 мм коррозионно-стойкой шарикоподшипниковой стали 95Х18, прошедших отжиг по стандартной технологии. Образцы подвергали закал- ке в масле от температур 900–1170 0С с выдержкой 20 минут. Закаленные образцы после выдержек, не превышавших 30 минут, обрабатывали холодом при темпера- турах –40, –70 и –196 0С в течение 20 минут, а затем отпускали при температурах 200–700 0С в течение 2 часов. Варьирование температуры закалки и отпуска стали

№ 3, 2017 Нефть и газ 135 Х12МФЛ позволяет получить минимальные изменения размеров изделий из этой стали при термообработке [1]. Оценка износостойкости образцов производилась с помощью методики изнаши- вания по закрепленному образцу, реализованной на специальной установке. Образцы с площадью рабочей части 10 х 10 мм совершали возвратно-поступательное движе- ние по шлифовальной бумаге 14А32МН481 (ГОСТ 6456–82) на корундовой основе. Нагрузка на образец составляла 10 кг (удельная нагрузка 1 МПа). Изучение структуры до и после испытаний на абразивное изнашивание прово- дили с помощью металлографического, электронно-микроскопического и рентге- ноструктурного анализов. В исходном состоянии структура образцов стали Х12МФЛ представляет собой совокупность карбидной эвтектики, избыточных карбидов и ферритокарбидной смеси, с твердостью НВ = 212, а стали 95Х18 — совокупность избыточных карби- дов и ферритокарбидной смеси, с твердостью НВ = 214. Зависимость твердости сталей от температуры закалки описывается кривой с максимумом, аналогичной известным из литературы [2, 3], в которых начальный подъем твердости с 59 до 63 НRC для стали Х12МФЛ и с 60 до 62,5 НRC для стали 95Х18, приходящийся на интервал температур закалки от 900 до 1 050 0С, обу- словлен насыщением аустенита и мартенсита углеродом вследствие растворения части вторичных карбидов. Прогрессирующее снижение твердости после макси- мума по мере дальнейшего возрастания температуры закалки до 49 НRC для стали Х12МФЛ и до 44 НRC для стали 95Х18 вызвано растущим количеством остаточ- ного аустенита в связи со снижением температуры Мн аустенита с большой кон- центрацией углерода и хрома (таблица). Несмотря на снижение начальной твер- Твердость и износостойкость дости, значения абразивной износостойко- сталей Х12МФЛ и 95Х18 сти имеют аномальную возрастающую зави- после закалки от разных температур симость от температуры закалки, что также

согласуется с известными данными [4, 5] и Сталь Х12МФЛ 0 объясняется увеличением количества угле- tзак, С HRC Ɛ 900 59 1,7 родистого метастабильного остаточного 1 000 61,5 2,8 аустенита, превращающегося в мартенсит в 1 100 63 3,0 процессе изнашивания, который создает 1 170 49 4,1 высокую степень конечного упрочнения Сталь 95Х18 рабочей поверхности. Таким образом, начи- 0 0 tзак, С HRC Ɛ ная от температуры закалки 1 050 С, фактор 900 60 1,4 превращения углеродистого метастабильно- 1 000 61 2,7 го аустенита в мартенсит в процессе трения 1 100 62,5 3,1 абразивных частиц с созданием высокого 1 170 44 6,0 упрочнения поверхности играет большую роль в формировании износостойкой струк- туры, чем растворение части вторичных карбидов в аустенитно-мартенситной матрице. Армирование рабочей поверхности дисперсными кристаллами мартенси- та, сопровождающееся микро-трип-эффектом, способствующим релаксации мик- ронапряжений в момент сдвига, затрудняет внедрение абразивных частиц, повы- шая сопротивление изнашиванию [6, 7] (см. табл.). Электронно-микроскопическое исследование тонких фольг, полученных по- средством односторонней электрополировки из поверхностного рабочего слоя об- разцов стали Х12МФЛ после закалки от 1 170 0С, проводилось на микроскопе ЭМВ-100Л в режиме светлопольного и темнопольного изображений и режиме микродифракции [8], показало наличие остаточного аустенита, кристаллов мар- тенсита и карбидов типа Cr7C3. Дисперсные кристаллы мартенсита деформации длиной, соответствующей ширине микроцарапин, оставленных после прохода аб-

136 Нефть и газ № 3, 2017 разивных частиц, образуются параллельными периодическими рядами. Ширина кристаллов мартенсита деформации, образующихся под углами, определенными кристаллографическими соотношениями решетки аустенита по отношению к на- правлению движения частиц (рис. 1), относится к ультрадисперсным и нанораз- мерным величинам и составляет в локальных участках поверхности ≈ 50–70 нм. По-видимому, подобный волновой характер расположения кристаллов мартенсита деформации в виде параллельных рядов обусловлен формированием чередующихся пиков сжимающих напряжений на фронте движущихся абразивных частиц и растягивающих напряжений после прохождения частицы в данном мик- рообъеме металла. Кристаллы мартенсита с большим удельным объемом, по срав- нению с аустенитом, образуются в тех участках аустенита, где пиковые напряже- ния растяжения превышают критическую величину сдвига при мартенситном пре- вращении. Образование мартенсита деформации сопровождается микро-трип- эффектом.

0,6 мкм 0,6 мкм а б

в г

Рис. 1. Микроструктура поверхностного рабочего слоя стали Х12МФЛ после закалки от 1 170 0С и испытания на абразивное изнашивание: а, б — светлопольное и темнопольное изображения в рефлексе α-фазы; в — микродифракция; г — схема индицирования

Таким образом, процесс абразивного изнашивания формирует ультрадисперс- ную и нанокристаллическую мартенситно-аустенитную структуру с закономерным периодическим расположением кристаллов высокоуглеродистого мартенсита де- формации и высоким уровнем фрикционного упрочнения. Важную роль в форми- рующейся после высокотемпературной закалки износостойкой структуре играет содержание углерода и хрома в аустените и образующемся из него мартенсите деформации. Более высокая концентрация углерода в аустените, приближающаяся к его содержанию в сталях, приводит и к более высокому сопротивлению абразив- ному изнашиванию. Химический состав металлической основы стали Х12М после закалки от 1 000 0С близко соответствует стали 90Х9 [9]. Альтернативным методом регулирования соотношения мартенсита охлаждения и остаточного аустенита, начальной твердости и износостойкости исследуемых сталей служит обработка холодом после высокотемпературной закалки, в резуль-

№ 3, 2017 Нефть и газ 137 тате применения которой можно получить дополнительное количество высокоуг- леродистого мартенсита охлаждения и повысить начальную твердость, сохранив некоторое количество метастабильного остаточного аустенита. Обработка холодом образцов проводилась в 2 этапа: 1) Закалка после нагрева при температуре 1 170 0С в течение 20 минут, ох- лаждение в воде. 2) Охлаждение в охлаждающей среде камеры криостата с выдержкой при за- данной температуре в течение 20 минут, отогрев до комнатной температуры. Твердость по Роквеллу и результаты абразивной износостойкости образцов по- сле глубокого охлаждения показаны на рисунке 2.

Рис. 2. Твердость, HRC (1) и относительная износостой- кость (2) образцов стали Х12МФЛ после обработки холодом

В результате построения мартенситных кривых после закалки от 1 170 0С (см. рис. 2) для стали Х12МФЛ показано, что сталь в процессе охлаждения ниже ком- натной температуры имеет атермическую кинетику образования мартенсита охла- ждения. Мартенситное превращение заканчивается в основном при охлаждении до –70 0С с получением мартенсита с повышенной концентрацией углерода и хрома. Такой фазовый состав обеспечивает дополнительное повышение абразивной изно- состойкости на 25 % по сравнению с аналогичной закалкой без обработки холо- дом, так как дополнительные порции высокоуглеродистого мартенсита охлажде- ния, во-первых, создают повышенную начальную твердость, во-вторых, стимули- руют полное γ → αм превращение. Изучение влияния двухчасового отпуска сталей проводили после обычной (1 020 0С) и высокотемпературной (1 170 0С) закалки в преимущественно мартен- ситном и аустенитном состояниях, соответственно (рис. 3). Изменение твердости в процессе нагрева при отпуске определяется фазовым составом сплавов в состоя- нии после закалки.

а б Рис. 3. Влияние температуры отпуска на твердость HRC (1, 2) и абразивную износостойкость Ɛ (3, 4) после закалки стали Х12МФЛ — а и 95Х18 — б от температур: 1170 0С — 2, 3; 1020 0С — 1, 4

138 Нефть и газ № 3, 2017 После закалки от 1 020 0С существенных изменений твердости не происходит до температуры отпуска 500 0С. Твердость снижается в сплавах с высокой исход- ной твердостью и преимущественно мартенситной структурой — на 1–2 ед. — от 62 до 60 HRС после отпуска при температуре 500 0С. Дальнейшее повышения тем- пературы отпуска до 550 и 600 0С вызывает прогрессирующее снижение твердости — до 53 и 42 HRС, а после отпуска при 700 0С — до 35 HRС. Противоположный характер зависимости твердости от температуры отпуска демонстрирует сталь XI2МФЛ после высокотемпературной (1 170 0С) закалки: до температуры отпуска 500 0С твердость почти не изменяется, оставаясь на уровне 49 HRС. Отпуск при температуре 550 0С вызывает не снижение, а рост твердости до 53 HRС. Таким образом, твердость отпущенных образцов при температуре 550 0С выравнивается после обоих режимов обработки образцов с той разницей, что закаленные от нормальной температуры образцы приобретают эту твердость при постепенном снижении значений твердости от закаленного состояния, а после высокотемпературной закалки — наоборот, в результате роста твердости при по- вышении температуры отпуска до 550 0С. Это различие в поведении твердости при отпуске можно объяснить различным количеством остаточного аустенита в закаленном от разных температур состоя- нии, что рассмотрено для стали типа Х12 [10.]. Общая схема процессов при отпуске в хромистой и углеродистой сталях, если не считать образования специальных карбидов при определенных концентрациях хрома, одинаковая. Легирование не меняет также механизма превращений при отпуске. Легирующие элементы в стали влияют главным образом на смещение температурных интервалов этих превращений и изменение кинетики протекающих процессов распада мартенсита и карбидообразования [11, 12]. Легирование стали почти не сказывается на скорости выделения углерода на первой стадии распада мартенсита, температурные границы этой стадии почти не смещаются. Это хоро- шо согласуется с представлениями о механизме первой стадии распада мартенси- та, согласно которой распад мартенсита рассматривается как процесс образования карбидов и весьма ограниченного их роста. Скорость этого процесса зависит в основном от степени пересыщения твердого раствора углеродом и не зависит от скорости диффузии элементов. На первой стадии отсутствует перераспределение легирующих элементов, то есть образующиеся карбиды имеют концентрацию элементов, равную концентрации их в исходном твердом растворе. На второй ста- дии распада легирующие элементы значительно замедляют распад мартенсита, что приводит к расширению ее границ в сторону высоких температур на десятки и сотни градусов. Типичный ход температурной зависимости твердости исследуемых сталей XI2МФЛ и 95Х18 с преимущественно мартенситной структурой характерен для мартенсита повышенной теплостойкости, обеспеченной высоким содержанием хрома и присутствием молибдена в твердом растворе стали XI2МФЛ. Для содер- жащих Сr, Мо, V сталей тетрагональная решетка мартенсита может сохраняться до 400, 450 и даже до 500 0С благодаря значительному замедлению коагуляции. Ко- личественное изучение роста карбидных частиц при отпуске легированных сталей проведено С. 3. Бокштейном [13]. Поскольку состояние стали на второй стадии распада можно рассматривать как состояние условно устойчивого равновесия ме- жду твердым раствором и дисперсными частицами карбида, которое смещается при повышении температуры и увеличении времени отпуска, можно сказать, что легирующие элементы сильно задерживают и замедляют смещение этого состоя- ния в сторону истинного равновесия. Поэтому определенное количество углерода сохраняется в твердом растворе до более высоких температур отпуска. До этих же температур устойчива и высокая дисперсность карбидных частиц, что определяет сохранение высокой твердости отпущенного мартенсита (см. рис. 3).

№ 3, 2017 Нефть и газ 139 Задерживающее действие ряда элементов на скорость протекания второй ста- дии распада мартенсита в значительной мере обусловливается увеличением проч- ности связи металлических атомов в решетке α-твердого раствора. Это обстоя- тельство уменьшает скорость разупрочнения стали. Коагуляция заключается в растворении мелких и росте более крупных частиц. Этот процесс обусловлен, во- первых, переходом атомов металла через границу твердый раствор — карбид в ту и другую сторону, во-вторых, он связан с перераспределением атомов углерода, то есть с их диффузией внутри твердого раствора. Поскольку коагуляция не протекает без растворения более мелких частиц, оче- видно, что скорость коагуляции должна зависеть также и от скорости перехода атомов металла через границу карбид — твердый раствор. Поэтому скорость коа- гуляции должна определяться также и прочностью межатомных связей в решетке карбида. Легирующие элементы, как правило, повышают температуру второго превращения при отпуске, то есть распада остаточного аустенита [14]. Легирование сказывается на изменении параметров тонкой структуры при от- пуске, в частности увеличиваются искажения кристаллической решетки, повыша- ются температуры их снятия, увеличивается температурный интервал дробления блоков α-фазы. Следовательно, скорость коагуляции должна контролироваться скоростью протекания этих процессов, легирующие элементы влияют и на тот и на другой процесс. В стали с 10 % остаточного аустенита после закалки от 1 020 0С не наблюдается заметной склонности к дисперсионному твердению при температуре 550 0С, однако фиксируется замедление процесса разупрочнения стали при этой температуре, что, вероятно, связано с незначительным эффектом дисперсионного твердения вследствие старения остаточного аустенита. Снижение твердости стали после отпуска при температуре 600 0С происходит вследствие получивших развитие процессов отпуска мартенсита, распада аустени- та на ферритокарбидную смесь и коагуляции карбидов (см. рис. 3). Это подтвер- ждается отсутствием линий остаточного аустенита на рентгеновских дифракто- граммах. Эти структурные факторы объясняют и резкое снижение абразивной из- носостойкости в результате отпуска при температуре 600 0С, которая становится меньше 1. Аномальный ход температурной зависимости твердости с повышением ее зна- чений в интервале температур отпуска 500–550 0С, присущий стали XI2МФЛ по- сле высокотемпературной (1 170 0С) закалки, в которой перед отпуском сохраня- ется свыше 60 % остаточного аустенита, объясняется тем, что в этом интервале происходит дисперсионное твердение аустенита с выделением дисперсных карби- дов М7С3, и явление вторичной закалки, что следует из увеличения количества мартенсита на рентгеновских дифрактограммах после отпуска при 550 0С с сохра- нением некоторого количества остаточного аустенита. После этого отпуска на- блюдается и заметный рост абразивной износостойкости при полном отсутствии остаточного аустенита. Определенную роль в дисперсионном твердении играют карбиды ванадия и молибдена, однако упрочняющее влияние молибдена при вве- дении в ванадийсодержащие стали с аустенитом связано не столько с образовани- ем собственных карбидов, сколько с влиянием его на количество, размер, стабиль- ность и состав основной упрочняющей фазы — карбида ванадия [15]. Более значительный эффект дисперсионного твердения аустенита, обусловлен- ный выделением дисперсных карбидов М7С3 и М23С6 и явлением вторичной закал- ки обнаруживает сталь 95Х18, в которой после высокотемпературной (1 170 0С) закалки присутствует 95 % остаточного метастабильного аустенита. Дестабилиза- ция аустенита в результате образования карбидов в процессе отпуска при 550 0С приводит к полному превращению аустенита в мартенсит в результате изнашива- ния на рабочей поверхности образцов, благодаря чему после отпуска твердость и износостойкость образцов не уменьшаются, а даже несколько возрастают по срав- нению с закаленным состоянием. Таким образом, износостойкость образцов стали

140 Нефть и газ № 3, 2017 95Х18 после высокотемпературной закалки (1 170 0С) вдвое превышает таковую для нормальной (1 020 0С) закалки (см. рис. 3 б). Выводы • Для высокохромистых сталей мартенситно-карбидного класса 95Х18 и Х12МФЛ использование высокотемпературного нагрева под закалку (1 100–1 170 0С) обеспечивает структуру металлической основы, состоящую из высокоуглеродистого мартенсита и остаточного метастабильного аустенита с не- которым количеством карбидов, которая обладает высокой способностью к фрик- ционному упрочнению в результате образования нанокристаллического мартенси- та на рабочей поверхности и, как следствие, обеспечивает получение вдвое более высокой износостойкости по сравнению с закалкой от обычной температуры (1 020 0С). • Обработка холодом после высокотемпературной закалки с охлаждением до –70 0С дает возможность получить в начальной структуре дополнительное количе- ство высокоуглеродистого мартенсита охлаждения, что в сочетании с остаточным метастабильным аустенитом обеспечивает прирост абразивной износостойкости на 25 % по сравнению с высокотемпературной закалкой. • Влияние температуры отпуска на твердость и абразивную износостойкость высокохромистых сталей Х12МФЛ и 95Х18 зависит от температуры закалки, а, следовательно, от соотношения и химического состава мартенсита и остаточного аустенита. Если в литой стали Х12МФЛ в результате двухчасового отпуска до температуры 550 0С после обычной (1 020 0С) и высокой (1 170 0С) температур закалки (10 и 60 % аустенита соответственно) твердость и абразивная износостой- кость меняются относительно слабо, то в стали 95Х18 после горячей прокатки вы- сокотемпературная закалка (95 % аустенита) обусловливает значительное повыше- ние твердости и износостойкости стали вследствие дестабилизации аустенита в про- цессе дисперсионного твердения и явления вторичной закалки при отпуске 550 0С.

Авторы работы выражают благодарность коллегам, участвовавшим в рабо- те: Палееву В. С. ООО «Уралмаш-Буровое оборудование», Эстемировой С. Х. Екатеринбург Имет УрО РАН.

Список литературы 1. Гуляев А. П. Металловедение. – М.: Металлургия, 1986. – 544 с. 2. Макаров А. В. Повышение износостойкости сплавов железа за счет создания метастабильных и нанокри- сталлических структур: дис. … д-ра техн. наук. – Челябинск, 2009. – 424 с. 3. Формирование структуры износостойких сталей 150ХНМЛ и Х12МФЛ при закалке / М. А. Филиппов [и др.] // Металловедение и термическая обработка металлов. – 2015. – № 11. – С. 5–9. 4. Износостойкость и структурные изменения поверхностного слоя азотсодержащих высокохромистых сталей при абразивном воздействии и трении скольжения / А. В. Макаров [и др.] // Физика Металлов и Металловедение. – 1998. – Т. 86. – № 4. – С. 104–114. 5. Блинов В. М., Банных О. А., Пойменов И. Л. Износостойкость высокоазотистых немагнитных хромомарган- цевых сталей // Металлы. – 1982. – № 6. – С. 142–145. 6. Korshunov L. G., Makarov A. V., Chernenko N. L. Ultrafine Structures Formed upon Friction and their Effect on the Tribological Properties of Steels // The Physics of Metals and Metallography. – 2000. – V.90, S. –1. – P. 48–58. 7. Садовский В. Д., Фокина Е. А. Остаточный аустенит в закаленной стали: моногр. – М: Наука, 1986. – 113 с. 8. Schmidt I. Reibungsinduzierter Martensit in austenitischen Fe-Mn-C – Stahlen // Zeitschrift fur Metallkude. – 1984. – Bd. 75, H. 10. – S. 747–754. 9. Попов В. С., Брыков Н. Н., Андрущенко М. И. Сопротивляемость абразивному изнашиванию сплавов со структурой метастабильного аустенита в зависимости от их химического состава // Трение и износ. – 1991. – Т. 12, Вып. 1. – С. 163–170. 10. Геллер Ю. А. Инструментальные стали. – 5-е изд. – М.: Металлургия. – 1983. – 527 с. 11. Курдюмов Г. В., Утевский Л. М., Энтин Р. И. Превращения в железе и стали. – М.: Наука, 1977. – 238 с. 12. Черепин В. Т., Васильев М. А. Превращения при отпуске стали. – М.: Металлургия, 1973. – 232 с 13. Бокштейн С. З. Структура и механические свойства легированной стали. – М: Металлургиздат, 1954. 14. Курдюмов Г. В. Явления закалки и отпуска стали. – Металлургиздат, 1960. 15. Косицына И. И. Закономерности формирования структуры и свойств высокопрочных аустенитных сталей разных систем легирования с карбидным упрочнением: Автореф. дис. д-ра техн. наук. – Екатеринбург, 2004. – 40 с.

Сведения об авторах Information about the authors Филиппов Михаил Александрович, д. т. н., про- Filippov M. A., Doctor of Engineering, Professor at the фессор кафедры металловедения, Уральский федераль- Department of Metallography, Ural Federal University ный университет им. первого Президента России named after the first President of Russia B. N. Yeltsin, phone: Б. Н. Ельцина, тел. 8(343)3754808 8(343)3754808

№ 3, 2017 Нефть и газ 141 Гервасьев Михаил Антонович, д. т. н., заведующий Gervasyev M. A., Doctor of Engineering, Head of the кафедрой металловедения, Уральский федеральный Department of Metallography, Ural Federal University университет им. первого Президента России Б. Н. Ель- named after the first President of Russia B. N. Yeltsin, Ekate- цина, г. Екатеринбург rinburg Плотников Георгий Николаевич, ведущий специа- Plotnikov G. N., Leading Specialist, OJSC «Uralmash- лист, ОАО «Уралмаш-Буровое оборудование», Drilling Equipment», Ekaterinburg г. Екатеринбург Жилин Александр Сергеевич, к. т. н., доцент ка- Zhilin A. S., Candidate of Engineering, Associate Pro- федры металловедения, Уральский федеральный универ- fessor at the Department of Metallography, Ural Federal ситет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина, г. University named after the first President of Russia Екатеринбург, тел. 8(343)3752308, e-mail: B. N. Yeltsin, Ekaterinburg, phone: 8(343)3752308, e-mail: [email protected] [email protected] Никифорова Светлана Михайловна, аспирант ка- Nikiforova S. M., Postgraduate at the Department of федры металловедения, Уральский федеральный универ- Metallography, Ural Federal University named after the first ситет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина, г. President of Russia B. N. Yeltsin, Ekaterinburg, phone: Екатеринбург, тел. 8(343)3754808 8(343)3754808 ______

Рефераты Abstracts

УДК 624.131.431.2 Анализ параметра пористости с использованием электрофаций и типа глинистости. Аипов Н. А., Алиев М. М., Бембель С. Р., Казанцев Г. В. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 9–15. В статье освещены исследования изменчивости параметра пористости пласта БВ1 одного из место- рождений Западной Сибири в зависимости от фациальных условий осадконакопления и типа глинисто- сти. Analysis of the porosity parameter using electrofacies and type of clay. Aipov N. A., Aliev M. M., Bembel S. R., Kazantsev G. V. The article is devoted to the researches in porosity parameter variability depending on the facial conditions of sedimentation and the type of clay. The object of the researches is BV1 layer in one of the deposits of West- ern Siberia.

УДК 550.8.05 Построение трехмерной модели пласта ПК1 Ямбургского месторождения с учетом седимента- ционной цикличности. Барсукова А. М., Казанцев Г. В. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 15–20. Анализ показал изменчивость коллекторских свойств по разрезу пласта и бимодальное распределе- ние частот параметра пористости. В результате детальной корреляции и выделения фаций на основе электрометрических моделей В. С. Муромцева и кернового материала были получены результаты, которые эмпирически установлены при анализе качества концептуальной модели. 3D geological modeling with acount of sedimentological cyclothems by the example of the reservoir PK1 in Yamburgskоуe field. Barsukova A. M., Kazantsev G. V. The analysis has showed the variability of reservoir characteristics in a vertical sense and the bimodal dis- tribution of the porosity. Results that are empirically established in the analysis of the quality of framework was obtained using detailed correlation and separation of facies in reliance on electrometric models by V. S. Muromtsev and core material analysis.

УДК 556.38:556.013(571.1) Гидрогеологические условия захоронения сточных вод на территории Вынгапуровского га- зового промысла Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона. Лазутин Н. К., Бешенцев В. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 20–25. Рассматривается специфика гидрогеологических условий сточных вод на примере Вынгапуровско- го газового промысла. Концепция исследования определяется пониманием захоронения сточных вод в качестве эффективного и экологичного метода утилизации промышленных отходов, позволяющего сохранить баланс природных условий территорий северной части Западной Сибири. Hydro-geological conditions of dumping wastewater within the territory of the Vyngapurovskoye gas field in the Yamal-Nenets oil and gas producing region. Lazutin N. K., Beshentsev V. A. The Central question of this article is to identify the specifics of the hydrogeological conditions of the wastewater, consider the example of Vyngapurovskoye gas field. The concept of the research is determined by the understanding of the disposal of wastewater in an effective and environmentally friendly method of dispos- al of industrial waste, allowing you to maintain the balance of natural conditions of the northern part of West- ern Siberia.

142 Нефть и газ № 3, 2017 УДК 553.98 Оценка перспектив нефтегазоносности нижнепалеозойских отложений на северо-западе Вос- точно-Европейской платформы. Соколовский А. П., Самитова В. И. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 26–30. Рассмотрена геологическая модель строения и накопления нижнепалеозойских отложений на севе- ро-западе Восточно-Европейской платформы. Произведена оценка перспектив их нефтегазоносности и намечены участки для постановки поисковых скважин. Evaluation of the hydrocarbon potential of lower paleozoic sediments in the north-west of the East European platform. Sokolovskiy A. P., Samitova V. I. A geological model of the structure and accumulation of lower paleozoic sediments in the north-west of the East European platform is overviewed. Prospects of oil and gas potential are estimated and land leases for prospecting wells are marked.

УДК 622.276.1 Оценка продуктивности нефтяных скважин в низкопроницаемых коллекторах месторожде- ний Восточной Сибири. Урванцев Р. В., Чебан С. Е. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 30–36. В XXI веке развитие отрасли добычи нефти в России происходит как за счет интенсификации ее добычи на существующих традиционных месторождениях Западной Сибири, Поволжья и других неф- тедобывающих регионов, так и за счет открытия новых нефтегазоносных провинций. Была проложена дорога к освоению месторождений Восточной Сибири. Масштабные открытия целого ряда месторож- дений, совершённые здесь в 70–80-х гг. XX в., только начинают осваиваться. Сам процесс освоения развивается достаточно медленно ввиду целого ряда причин, что порождает проблему высокой себе- стоимости добычи нефти в регионе. Одной из важнейших задач является получение максимального коэффициента извлечения нефти при уменьшении затрат на разработку. Карбонатный пласт, залегаю- щий в пределах Катангской свиты, в настоящее время находится на стадии опытно-промышленной разработки, что актуализирует исследования по подбору эффективных методов добычи нефти. Assessment of oil well productivity in low-permeability reservoirs in the fields of Eastern Siberia. Urvantsev R. V., Cheban S. E. The 21st century witnessed the development of the oil extraction industry in Russia due to the intensifica- tion of its production at the existing traditional fields of Western Siberia, the Volga region and other oil- extracting regions, and due discovering new oil and gas provinces. At that time the path to the development of fields in Eastern Siberia was already paved. The large-scale discoveries of a number of fields made here in the 70s–80s of the 20th century are only being developed now. The process of development itself is rather slow in view of a number of reasons. Сreate a problem of high cost value of oil extraction in the region. Оne of the major tasks is obtaining the maximum oil recovery factor while reducing the development costs. The carbonate layer lying within the Katangsky suite is low-permeability, and its inventories are categorised as hard to recov- er. Now, the object is at a stage of trial development,which foregrounds researches on selecting the effective methods of oil extraction.

УДК 550.8 (553.98) Разработка методики трехмерного геологического моделирования для коллекторов палео- зойского фундамента Западной Сибири. Цепляева А. И. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 36–40. Представлена методика, позволяющая создавать трехмерные геологические модели коллекторов палеозойского фундамента, что в характерных для российских компаний — недропользователей усло- виях ограниченного количества данных обеспечивает значительный экономический эффект при после- дующей разработке месторождений. Для коллекторов палеозойского фундамента при геологическом моделировании наиболее актуально применение метода двойной пористости (двойной среды). Создан- ный подход позволяет уточнить геологическую модель с увеличением геологических запасов на 30 % в коллекторах с природной трещиноватостью. Development of the methodology of 3D geological modeling for the reservoirs of the paleozoic base- ment of West Siberia. Tseplyaeva A. I. The represented method allows to create three-dimensional geological models of collectors of paleozoic basement, which provides a significant economic effect in the subsequent deposit explorations for typical russian companies — subsoil users, having a limited amount of data. In geological modeling of the collectors of paleozoic basement, the application of the method of dual porosity (double medium) is most relevant. The created approach allows to refine the geological model with an increase of geological reserves by 30 % in reservoirs with natural fracturing.

УДК 550.8 Усовершенствование экспресс-метода гидродинамических исследований скважин в условиях месторождений НГДУ «Ямашнефть». Андаева Е. А., Лысенков А. В., Ханнанов М. Т. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 41–47. Для повышения эффективности проведения гидродинамических исследований скважин (ГДИС) после ГТМ предлагается во время освоения с помощью ГИК регистрировать изменение давления на забое скважины. Такое решение позволит совместить процесс освоения скважины после ОПЗ с иссле-

№ 3, 2017 Нефть и газ 143 дованием, повысив тем самым контроль успешности проведенных ремонтов без дополнительного про- стоя скважины в реальном времени. Improvement of express method of hydrodynamic well testing in the conditions of oil and gas fields of oil and gas production department «Yamashneft». Andaeva E. A., Lysenkov A. V., Khannanov M. T. To increase the efficiency of hydrodynamic well testing after the geological and technical measures, it is proposed to record the pressure change at the bottom of the well during the development by means of the GIC. Such a solution will allow to combine the process of well development after the IPF with the study, thereby increasing the control over the success of the repairs carried out without additional downtime in real time.

УДК 622.279.23 Изучение процесса выпадения конденсата при эксплуатации скважин в условиях аномально высоких пластовых температур (на примере Юбилейного газоконденсатного месторождения). Гасумов Р. А., Сафошкин К. Н. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 47–51. Для ряда газоконденсатных месторождений, залегающих на больших глубинах, характерны ано- мально высокие пластовые температуры. Одной из проблем, возникающих при эксплуатации скважин месторождений, разрабатывающихся на режиме истощения без применения способов поддержания пластового давления, является скопление жидкости на забое. В качестве примера для исследования выбрано Юбилейное газоконденсатное месторождение, на котором аномально высокая температура пласта сочетается с небольшим молекулярным весом пластового флюида. Так как изменение содержа- ния компонентов добываемой из пласта на поверхность газоконденсатной смеси меняет конденсатоот- дачу даже при постоянных объемах добычи газа, важно понимание физических процессов, происходя- щих при эксплуатации скважин. Study of condensation process during well operation under abnormally high reservoir temperatures (by example of the Yubileinoye gas-condensate field). Gasumov R. A., Safoshkin K. N. Some of gas-condensate fields lying at great depths are characterized by abnormally high reservoir tem- peratures. One of the problems during the operation of wells at depleted fields which are developed without methods to maintain reservoir pressure is fluid accumulation at the bottom. The Yubileinoye gas-condensate field is selected as an example for study. At the field abnormally high reservoir temperature is combined with low molecular weight of formation fluid. Since the change in the content of components produced from the formation to the surface of the gas-condensate mixture changes condensate emission even at the constant vo- lume of gas production. It is important to understand the physical processes occurring in the operation of wells.

УДК 622 Анализ решений определения дебита горизонтальной скважины. Гильфанов Э. Ф., Ягафаров А. К. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 52–56. На примере гидродинамического исследования горизонтальной скважины 57Г на месторождении 1 проведен подробный анализ применимости расчетных формул дебита. Analysis of solutions to determine the delivery rate of a horizontal well. Gilfanov E. F., Yagafarov A. K. A detailed analysis of the applicability of the calculation formulas for the delivery rate was carried out us- ing the example of the well test of a horizontal well 57G in deposit 1.

УДК 622.276.3 Исследования горизонтальных газоконденсатных скважин. Карнаухов М. Л., Павельева О. Н. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 56–61. Рассмотрены гидродинамические исследования горизонтальных газоконденсатных скважин, и при- веден сравнительный анализ гидропроводности скважины в зависимости от режима ее работы. Особое внимание сосредоточено на вопросе своевременного определения причин снижения отбора жидкости из пласта. Доказано наличие высокого скин-эффекта, который подтверждает существование низкопро- ницаемой ПЗП, что связано с выпадением конденсата в ближайшей зоне у горизонтального ствола. Welltesting horizontalgas-condensate wells. Karnaukhov M. L., Pavelyeva О. N. The well testing of gas-condensate horizontal wells are discussed in the article and the comparative analy- sis of borehole flow capacity, depending on the mode of it’s operation is presented. Extra attention is focused on the issue of timely identification of the reasons for the reduction of fluid withdrawal from the reservoir. The presence of high skin effect is proved, which confirms the existence of low-permeability of bottomhole forma- tion zone related to condensation in the immediate area of the horizontal wellbore.

УДК 622.243 Аспекты оптимизации процесса бурения наклонно направленных скважин. Кузнецов В. Г., Гречин Е. Г., Никифоров Д. А., Савин Е. Н. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 61–65. Анализ российского и зарубежного опыта оптимизации процесса бурения позволяет сделать вывод о необходимости развития новых методов решения проблем, связанных с процессом бурения наклонно- ориентированных скважин, в целях предупреждения возможных осложнений и решения на их основе оптимизационных задач в области бурения скважин, что представляется актуальной научно- практической задачей. Aspects of optimization of drilling directional wells. Kuznetsov V. G., Grechin Е. G., Nikiforov D. A., Savin E. N.

144 Нефть и газ № 3, 2017 Analysis of the Russian and foreign expertisein optimizing the drilling process suggeststhe need to devel- op new methods for solving the problems associated with the process of drilling directional wells, in order to prevent possible complications and on their basis solvethe optimization problems in the field of drilling, which seems a relevant scientific and practical task.

УДК 622.276.63 О необходимости планирования проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти с использованием соляно-кислотных растворов в режиме реального времени. Мухаметшин В. В. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 66–71. На основании обобщения опыта проведения воздействий на призабойную зону пласта с использо- ванием соляно-кислотных растворов, предотвращающих эмульсиообразование, установлено сущест- венное влияние на показатели эффективности фактора времени. Предложены модели и алгоритмы, позволяющие планировать эффективность, выбор скважин и технологии с учетом влияния этого факто- ра в режиме реального времени. On the demand of planning the implementation of measures for production stimulation by applying hydrochloric acid solution in the real time mode. Mukhametshin V. V. The authors of the paper observed considerable effect on performance time factor based onthe experience of bottom hole zone treatment with the use of hydrochloric acid solution preventing emulsification. The paper presents models and algorithms allowing planning effectiveness, choice of wells and technologies considering this factor in the real time mode.

УДК 622.276.6 Оценка притока газа в скважину при наличии песчаной пробки на забое. Насырова А. И., Хайруллин А. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 71–76. Рассмотрена работа газовой скважины в условиях образования песчаной пробки. На основе двух- членного закона нелинейной фильтрации газа к скважине, показана математическая модель роста пес- чаной пробки. Предложная модель согласуется с промысловыми данными. Показана точка инверсии на графике зависимости дебита газа от приведенной высоты песчаной пробки. Assessment of inflow of gas to the well in the presence of the sandy stopper on the face. Nasyrova A. I., Khairullin A. A. Work of a gas well in the conditions of formation of a sandy stopper is considered. On the basis of the dvukhchlenny law of nonlinear filtering gas to a well, the mathematical model of growth of a sandy stopper is shown. The prepositional model will be approved with trade data. The inversion point on a graphics of depen- dence of an output of gas on the specified height of a sandy stopper is shown.

УДК 622.276.66 Использование биополимеров для жидкостей гидроразрыва. Овчинников В. П., Герасимов Д. С., Овчинников П. В., Курбанов Я. М., Семененко А. Ф. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 76–80. Наиболее целесообразным технологическим способом интенсификации притока пластовой жидко- сти в скважину является гидроразрыв пласта. Эффективность данного метода определяется свойствами дисперсной и дисперсионной сред. В статье сделан анализ различных видов жидкостей гидроразрыва и показана перспективность применения биополимерных дисперсионных сред. Предложен состав жидко- стей гидроразрыва с использованием биополимера и деструктора. Analysis of the efficiency of using biopolymers for hydraulic fracturing fluids. Ovchinnikov V. P., Gerasimov D. S., Ovchinnikov P. V., Kurbanov Ya. M., Semenenko A. F. Hydraulic fracturingis the most appropriate technological method of stimulating reservoir fluid inflow into the well bore. The efficiency of this method is determined by the properties of disperse and dispersion media. The article gives analysis of various types of fracturing fluids and shows promising applications of biopolymer dispersion media. The authors proposed a composition of fracturing fluids with a biopolymer and destructor.

УДК 622.245 К вопросу использования шлакоцементных композиций при строительстве скважин. Овчинников В. П., Рожкова О. В., Аксенова Н. А., Овчинников П. В. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 80–85. Представлены исследования тампонажных композиций с добавлением доменного шлака на проч- ность при повышенных температурах. Проведено исследование реологических параметров тампонаж- ного шлакоцементного раствора, а также сроков схватывания. Сделаны выводы о перспективности дальнейшего изучения шлакоцементных композиций. On the use of slag cement compositions in the construction of wells. Ovchinnikov V. P., Rozhkova O. V., Aksenova N. A., Ovchinnikov P. V. In the article studies of oil-filled compositions with the addition of blast-furnace slag for strength at ele- vated temperatures are presented. The rheological parameters of the slag cement slag cement mortar, as well as the setting time, were studied. Conclusions are drawn about the prospects of further study of slag cement- containing compositions.

№ 3, 2017 Нефть и газ 145 УДК 622.276. Основные причины остановки газовых скважин на заключительной стадии разработки ме- сторождений. Паникаровский Е. В., Паникаровский В. В. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 85–89. Проведен анализ работы скважин Ямбургского месторождения. Установлено, что количество само- задавливающихся скважин зависит от скорости газожидкостного потока в лифтовых колоннах скважин. Однако в большинстве эксплуатационных скважин скорость газожидкостного потока оказалась ниже минимальной для выноса жидкости из ствола скважины. Одним из эффективных методов борьбы с самозадавливанием скважин является обработка забоев скважин составами твердых и жидких ПАВ. Разработанные составы ПАВ позволяют удалять из скважин конденсационную жидкость с примесью пластовой воды, не оказывая негативного влияния на газосборную сеть и дожимной комплекс. Main causes of stopping gas wells at the final stage of development of deposits. Panikarovskii E. V., Panikarovskii V. V. The analysis of well operation at the Yamburgskoye field was carried out. It has been established that the number of self-kill wells depends on the velocity of the gas-liquid flow in the well production tubing. Howev- er, in most production wells, the gas-liquid flow rate was below the minimum for fluid production from the wellbore. One of the effective methods to combat self-kill of wells is processing well bottom-holes with com- positions of solid and liquid surfactants. The developed surfactant compositions make it possible to remove a condensation liquid with an admixture of formation water from wells, without adversely affecting the gas gathering network and the booster complex.

УДК 622.276 Исследование механизма распространения волн давления в закачиваемой жидкости от устья до забоя скважины. Хабибуллин М. Я., Сулейманов Р. И., Галимуллин М. Л., Зарипова Л. М. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 90–94. На основе проведенного анализа существующего материала по закачке жидкостей с импульсами давления в скважину предлагается рассмотреть устьевую закачку. Исследованы процессы распростра- нения импульсов давления в закачиваемой жидкости, созданные с помощью устьевых пульсаторов. На основе полученных математических выражений построены графические зависимости значений давле- ний от глубины скважины и радиуса контура охвата пласта. По полученным результатам даются реко- мендации по разработке оптимальных конструкций устьевых пульсаторов. Investigation of the mechanism of the pressure waves distribution in the injected fluid from the wellhead to the bottom hole. Habibullin M. Ya., Suleymanov R. I., Galimullin M. L., Zaripova L. M. Based on the analysis of the existing material on pumping liquids with pressure pulses into the borehole we suggest to consider wellhead injection. The processes of the pressure pulse propagation in the pumped liquid by using wellhead pulsers. Based on the mathematical expressions graphs of the pressure values of the borehole depth and radius sweep circuit are constructed. According to the results recommendations are given on the development of optimal wellhead pulser designs.

УДК 622.279.5 Новые направления использования низконапорного газа на поздней стадии разработки ме- сторождений. Шестерикова Р. Е., Шестерикова А. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 94–100. Эффективная разработка месторождений в период падающей добычи во многом определяется идеологией формирования новых подходов к решению проблем транспортировки и использования газа низкого давления, которые будут востребованы рынком. Создание гибких схем повышения давления газа и его переработки в товарные продукты обеспечит возможность реализации энергоэффективных направлений использования добываемого низконапорного газа. New applications for low-pressure gas at the end of field life. Shesterikova R. E., Shesterikova A. A. The effective development of deposits during the period of falling production is largely determined by the ideology of the formation of new approaches to solving the problems of transportation and use of low-pressure gas that will be demand by the market. Creation of flexible schemes for increasing the pressure of gas and its processing into commodity products will provide an opportunity to realize energy efficient uses of produced low-pressure gas.

УДК 519.63+533.6 Расчет термодинамических характеристик восходящего закрученного потока с пятью источниками нагрева. Баранникова Д. Д., Обухов А. Г. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 100–106. Проведены расчеты термодинамических характеристик потоков воздуха при нагреве подстилаю- щей поверхности несколькими локальными источниками. Основной математической моделью является полная система уравнений Навье — Стокса с постоянными коэффициентами вязкости и теплопровод- ности при учете сил тяжести и Кориолиса. Численные эксперименты проведены с помощью явной разностной схемы при соответствующем выборе начальных и краевых условий. Выявленные в процес- се расчетов изменяющиеся локальные перепады давления приводят к соответствующим течениям газа как в горизонтальных, так и в вертикальных плоскостях.

146 Нефть и газ № 3, 2017 Calculation of thermodynamic characteristics of the ascending swirling flow with five sources of heating. Barannikova D. D., Obukhov A. G. Calculations of the thermodynamic characteristics of air flows were carried out when several local sources were heated by the underlying surface. The basic mathematical model is the complete system of Navier-Stokes equations with constant coefficients of viscosity and thermal conductivity when gravity and Coriolis are taken into account. Numerical experiments were carried out using an explicit difference scheme with an appropriate choice of the initial and boundary conditions. The varying local pressure differences found during the calcula- tions lead to the corresponding gas flows both in horizontal and vertical planes.

УДК 692.691 Системный анализ оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов для установления приоритетов эффективного использования энергетических ресурсов. Колотилов Ю. В., Китаев С. В., Дарсалия Н. М., Смородова О. В. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 106–111. Показано, что в условиях недогрузки газопроводов можно существенно повысить энергетическую эффективность работы КС. Значительная экономия энергетических ресурсов может быть получена за счет использования в оптимизационных расчетах реальных расчетных характеристик ГПА, и для реа- лизации такой актуальной задачи необходима разработка различных математических моделей систем- ного анализа с возможностью их внедрения в расчетные оптимизационные комплексы КС. System analysis of equipment of compressor stations on main gas pipelines to establish the priorities of efficient use of energy resources. Kolotilov Yu. V., Kitaev S. V., Darsalia N. M., Smorodova O. V. It is shown that it is possible to significantly improve the energy efficiency of compressor stations on gas pipelines in underloading conditions. Significant energy savings can be obtained through the use of optimiza- tion calculations of the design characteristics of the real gas pumping units and to implement such an urgent task it is necessary to develop a variety of mathematical models of system analysis with the possibility of their implementation in the design optimization of compressor station complexes.

УДК 532.135:541.64. Трубопроводный транспорт углеводородов с полимерными присадками в арктических усло- виях. Манжай В. Н., Поликарпов А. В. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 112–116. Проведен анализ полимерных присадок при различных условиях и концентрациях, и было обнару- жено при понижении температуры уменьшение коэффициента гидравлического сопротивления. Под- тверждены целесообразность и экономическая выгода использования полимерных присадок для пере- качки углеводородных жидкостей в арктических условиях Pipeline transport of hydrocarbons with polymer additives in the arctic conditions. Manzhai V. N., Polikarpov A. V. The analysis of polymer additives under different conditions and concentrations is performed, and the coefficient of hydrodynamic drag force was found to decrease as the temperature decreases. Expediency and economic benefit of using polymeric additives for pumping of hydrocarbon fluids in the аrctic conditions is confirmed.

УДК 622.692.4.053 Повышение пропускной способности длительно эксплуатируемых нефтепроводов в условиях малых экономических и временных затрат. Суриков В. И. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 116–121. Разработана методика реализации повышения пропускной способности магистральных трубопроводов по восстановлению рабочего давления. Реализация указанных методов на объектах ПАО «Транснефть» показала высокую эффективность. Increasing oil flow capacity in extended operation pipelines in the conditions of low money and time costs. Surikov V. I. An instruction for implementing the increase in the capacity of main pipelines to restore operating pressure has been developed. The implementation of these methods in «Transneft» has shown high efficiency.

УДК 621.91.01 Концепция прохождения контактных процессов при точении жаропрочных сплавов инстру- ментами из СТМ. Белозёров В. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 122–125. Рассматривается разработанная и реализованная концепция прохождения контактных процессов и управления напряженным состоянием (динамической прочностью) одновременно со стороны передних и задних поверхностей режущих частей инструментов из СТМ при тонком точении жаропрочных спла- вов. Concept of passing of contact processes when turning heat-resistant alloys with tools from STM. Belozerov V. A. The paper considers the developed and implemented concept of passing of contact processes and control of the stressed state (dynamic strength) simultaneously from the front and rear surfaces of the cutting parts of tools from STM with the fine turning of heat-resistant alloys.

№ 3, 2017 Нефть и газ 147 УДК 621.34:622.276.53 Электромеханический привод штангового глубинного насоса добывающей скважины. Булатов Р. Б., Тугашова Л. Г. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 125–128. Рассмотрены устройство и принцип действия электромеханического привода штангового глубин- ного насоса, на который получен патент на полезную модель. Предложенное устройство позволяет значительно уменьшить массогабаритные размеры механизма привода серийных штанговых глубин- ных насосов. Electromechanical drive of production well sucker rod pump. Bulatov R. B., Tugashova L. G. The paper considers the design and operation of electromechanical drive of sucker rod pumps, which re- ceived a patent for utility model. The proposed device allows to significantly reduce weight and size dimen- sions of the drive mechanism of serial sucker rod pumps.

УДК 621.9.06 Разработка математической модели и ввод коррекций в работу оборудования с ЧПУ. Некра- сов Р. Ю., Путилова У. С., Стариков А. И., Соловьёв И. В., Темпель Ю. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С.128–134. Рассмотрена проблема повышения точности обработки изделий машиностроения на станках с ЧПУ. Предложено решение данной проблемы путем обеспечения ввода оперативных коррекций в управляющую траекторию движения исполнительных органов станка. Обоснована необходимость создания математических моделей процессов диагностики технологической системы станок — приспо- собление — инструмент — заготовка. Mathematical model development and corrections in the operation of CNC equipment input. Nekrasov R. Yu., Putilova U. S., Starikov A. I., Soloviev I. V., Tempel Yu. A. The accuracy problem of engineering products on the CNC machines processing increase. The authors propose a solution to this problem by providing input of the operational adjustments of trajectory control of the machine executive bodies. The necessity of creation of mathematical models of technological processes diag- nostics of the system machine — fixture — tool — workpiece.

УДК 669.018/541.126 Использование углеродистых высокохромистых сталей для гильз грязевых насосов буровых установок. Филиппов М. А., Гервасьев М. А., Плотников Г. Н., Никифорова С. М., Жилин А. С. Известия вузов. Нефть и газ. 2017. № 3. С. 135–142. В работе показано, что использование высокотемпературного нагрева под закалку (1 100–1 170 0С) для обработки высокохромистых сталей мартенситно-карбидного класса 95Х18 и Х12МФЛ обеспечи- вает структуру металлической основы, состоящую из высокоуглеродистого мартенсита и остаточного метастабильного аустенита с некоторым количеством карбидов. Получаемая структура обладает высо- кой способностью к фрикционному упрочнению. Эксперименты с обработкой холодом анализируемых сталей также показали, что после высокотемпературной закалки с охлаждением до –70 0С образуется достаточное количество мартенсита охлаждения, что в сочетании с остаточным метастабильным аусте- нитом обеспечивает прирост абразивной износостойкости на 25 % по сравнению с высокотемператур- ной закалкой. The use of carbon high-chromium steels for liners of mud pumps on drilling rigs. Filippov M. A., Gervasyev M. A., Plotnikov G. N., Nikiforova S. M., Zhilin А. S. The paper shows that high temperature heating (from 1 100 to 1 170 0C) for the subsequent quenching of high-chromium steels of a martensitic-carbide class 95Х18 and Х12MFL provides structure to the metal base, which consist of high-carbon containing martensite and residual metastable austenite with some carbides. The resulting structure has a high capacity for frictional hardening. Experiments with cold processing treatment of the analyzed steels also showed that after high-temperature quenching with subsequent cooling to –70 0C, sufficient cooling martensite is formed, which in combination with residual metastable austenite, provides an increase of abrasive wear resistance by 25 % compared to high temperature annealing.

148 Нефть и газ № 3, 2017 РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ Новосёлов Владимир Васильевич — доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» Быков Игорь Юрьевич — доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Ухтинский государст- венный технический университет» Владимиров Альберт Ильич — доктор технических наук, профессор, президент, НИУ «Российский го- сударственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина» Грачев Сергей Иванович — доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВО «Тюменский индустри- альный университет» Дмитриев Аркадий Николаевич — доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры «При- кладная геофизика», ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» Долгушин Владимир Вениаминович — доктор технических наук, профессор кафедры «Станки и ин- струменты», ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» Емекеев Александр Александрович — доктор экономических наук, профессор, ректор ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт» Зейгман Юрий Вениаминович — доктор технических наук, профессор, зав. каф. «Разработка и экс- плуатация нефтегазовых месторождений», ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Земенков Юрий Дмитриевич — доктор технических наук, профессор, зав. кафедрой «Транспорт угле- водородных ресурсов», ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» Кузеев Искандер Рустемович — доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой «Техно- логические машины и оборудование», ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Мартынов Виктор Георгиевич — доктор экономических наук, профессор, ректор НИУ «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина» Нестеров Иван Иванович — член-корреспондент РАН, доктор геолого-минералогических наук, про- фессор кафедры «Геология месторождений нефти и газа», ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный универ- ситет» Рогачев Михаил Константинович — доктор технических наук, профессор, декан нефтегазового фа- культета, ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» Силин Михаил Александрович — доктор химических наук, профессор, первый проректор по страте- гическому развитию НИУ «Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина» Цхадая Николай Денисович — доктор технических наук, профессор, ректор, ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет» Череповицын Алексей Евгеньевич — доктор экономических наук, профессор, зав. кафедрой «Органи- зация и управление», ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» EDITORIAL BOARD Novoselov Vladimir Vasilyevich — Doctor of Engineering, professor, FGBOU VO « Industrial University of Tyumen» Bykov Igor Yuryevich — Doctor of Engineering, professor, FGBOU VPO «Ukhta State Technical University», professor of the chair «Machines and equipment of oil and gas industry» Vladimirov Albert Ilyich — Doctor of Engineering, professor, NIU RGU, «Russian State University of oil and gas named after I. M. Gubkin», president Grachev Sergey Ivanovich — Doctor of Engineering, professor, FGBOU VO « Industrial University of Tyu- men», head of the chair «Development and operation of oil and gas fields» Dmitriyev Arkady Nikolaevich — Doctor of Geology and Mineralogy, professor FGBOU VO « Industrial University of Tyumen», professor of the chair «Applied Geophysics» Dolgushin Vladimir Veniaminovich — Doctor of Engineering, professor, FGBOU VO « Industrial University of Tyumen», professor of the chair «Machines and tools» Emekeev Alexander Aleksandrovich — Doctor of Economics, professor GBOU VPO «Almetievsk State Pe- troleum Institute», rector Zeygman Yury Veniaminovich — Doctor of Engineering, professor, FGBOU VO «Ufa State Petroleum Technological University», head of the chair «Development and operation of oil and gas fields» Zemenkov Yury Dmitriyevich — Doctor of Engineering, professor, FGBOU VO « Industrial University of Tyumen», head of the chair «Transport of hydrocarbon resources» Kuzeev Iskander Rustemovich — Doctor of Engineering, professor, FGBOU VO « Ufa State Petroleum Technological University », head of the chair «Technological machines and equipment» Martynov Victor Georgiyevich — Doctor of Economics, professor, NIU «Russian State University of Oil and Gas named after I. M. Gubkin», rector Nesterov Ivan Ivanovich — Corresponding member of the Russian Academy of Sciences, doctor of geological and mineralogical sciences, FGBOU VO « Industrial University of Tyumen», professor of the chair «Geology of oil and gasfields» Rogachyov Mikhail Konstantinovich — Doctor of Engineering, professor, FGBOU VPO «National Universi- tyof Minerals «Gorny», dean of Oil and gas faculty Silin Mikhail Aleksandrovich — Doctor of Chemistry, professor, NIU RGU «Russian State University of Oil and Gas named after I. M. Gubkin», first vice rector for strategic development Tskhadaya Nikolay Denisovich — Doctor of Engineering, professor, FGBOU VPO «Ukhta State Technical University», rector Cherepovitsyn Alexey Evgenyevich — Doctor of Economics, professor, FGBOU VPO «National University of Minerals «Gorny», head of the chair «Organization and management» Правила подготовки рукописи

1. Рукопись, представляемая в редакцию, должна иметь: сопроводительное письмо руково- дства организации, откуда исходит рукопись, рекомендацию соответствующей кафедры вуза (заверенную выписку из протокола заседания кафедры); экспертное заключение о возможности опубликования в открытой печати (оформленное в организации, откуда исходит рукопись); ре- ферат, кратко излагающий основное содержание рукописи, объемом до 500 знаков; название статьи, ключевые слова, сведения об авторах и текст реферата на русском и английском языках; заголовок статьи должен содержать не более 8-9 слов. 2. Рукопись представляется в редакцию в виде файла на CD-диске, набранного с использова- нием редактора Win Word, размер шрифта 11 пт (Times New Roman), интервал одинарный, абзац 0,5 см, страницы не нумеруются. Ввод формул и символов, используемых в тексте, производить только в редакторе формул Math Type. Иллюстрации выполняются на компьютере и вставляются в файл статьи после ссылки в тексте. Иллюстрации должны быть четкими, контрастными, с хо- рошей проработкой деталей. Статьи с небрежно выполненными рисунками не принимаются. Подрисуночные подписи обязательны. В таблицах все наименования проставляются полностью, без сокращения слов. Материалы распечатываются в одном экземпляре. Если автор направляет более одной статьи для публикации, то каждая статья и информация к ней должны быть пред- ставлены на отдельном CD-диске, не содержащим посторонней информации. Объем статьи 5–7 страниц. 3. Параметры страницы: Поля: верхнее - 2,8 см; нижнее - 4,2 см; левое – 5,07 см; правое - 4,2 см; переплет - 0. От края до колонтитула: верхнего – 1,25 см; нижнего- 4,1 см. В заглавии статьи указываются: индекс УДК, название статьи, инициалы и фамилии авторов, наименование учреждения, откуда исходит рукопись. Необходимо избегать применения громоздкого математического аппарата. Сведения, приво- димые в статье, должны содержать самый необходимый минимум формул. Все второстепенные формулы и промежуточные математические преобразования следует выносить в приложение к статье (для рецензента). 4. Единицы измерения даются в системе СИ. Употребление в статье необщепринятых сокра- щений без расшифровки не допускается. Малоупотребительные термины должны быть расшиф- рованы. 5. Библиографический указатель (список литературы) дается авторами в конце статьи в по- рядке последовательности ссылок в тексте, согласно ГОСТ Р 7.0.5 2008. Ссылки на литературу в тексте заключаются в квадратные скобки. В список литературы вносят только те работы, которые опубликованы в печати. 6. Если статья была ранее опубликована или будет направлена в другое издание необходимо сообщить об этом в редакцию. 7. При доработке статьи после рецензии на первой странице указывается ее редакционный номер, число, месяц, год и пометка "рукопись после доработки". К доработанной рукописи обя- зательно прикладывать все ответы на замечания рецензента. Датой поступления статьи считается момент получения редакцией ее окончательного текста. 8. Рукописи, не принятые к опубликованию, авторам не высылаются. Редакция имеет право производить сокращения и редакционные изменения текста рукописей, исправленные статьи авторам не представляются. Рукописи, не удовлетворяющие перечисленным требованиям, к рассмотрению не принима- ются и авторам не возвращаются. 9. Все поступающие в редакцию рукописи, соответствующие тематике, проходят процедуру рецензирования с целью их экспертной оценки. Все рецензенты должны являться признанными специалистами по тематике рецензируемых материалов и иметь в течение последних 3 лет пуб- ликации по тематике рецензируемой статьи. Рецензии хранятся в издательстве и в редакции в течение 5 лет. 10. Редакция направляет авторам предоставленных рукописей копии рецензий или мотивиро- ванный отказ. 11. Редакция направляет копии рецензий в ВАК Министерства образования и науки Россий- ской Федерации при поступлении в редакцию соответствующего запроса. 12. Обязательно указание места работы каждого автора статьи, его должности, контактной информации на русском и английском языках. 13. Плата за опубликование рукописей аспирантов не взимается.

Перепечатка материалов или их фрагментов возможны только с письменного разрешения редакции. Ссылка на научно-теоретический журнал «ИЗВЕСТИЯ ВУЗОВ. НЕФТЬ И ГАЗ» обязательна! Мanuscripts presentftion requirements

1. A manuscript presented to the editorial office must have: a cover letter from the management of organiza- tion, from where the manuscript comes, a recommendation from the relevant chair of the higher education institution (a certified abstract of minutes of the chair meeting); an expert judgment about a possibility of pub- lication in the open press (issued in the organization, from where the manuscript comes); a summary briefly stating the manuscript main content of 500 signs volume; the article name, key words, information about the authors and the summary text in Russian and English; the article heading must contain no more than 8-9 words. 2. A manuscript is submitted to the editorial office asa file on CD, in Win Word editor, 11 Times New Roman font, single-spaced, 0,5 cm indentation, pages aren't numbered. The input of formulas and symbols used in the text is to be made only in Microsoft Equation formulas editor. Symbols in the article's formulas are formatted in 10-point. Illustrations are carried out only on computer and inserted into article file after the reference in the text. Drawings are made only in black-and-white option. The scanned drawings have to be clean, clear and accurate. Articles with carelessly executed drawings are not accepted. In tables all names are put down in full, without abbreviation of words. Materials are printed on laser printer in two copies. If the author presents more than one article for publication, each article and information must be presented on a separate CD, not contain- ing the extraneous information. The volume of an article is to be 5–7 pages. 3. Page parameters: Margins: top — 2,8 cm; bottom — 4,2 cm; left — 5,07 cm; right — 4,2 cm; cover — 0. From the edge to the headline: top — 1,25 cm; bottom — 4,1 cm. The title of the article must contain: UDC identifier, the article name, initials and surnames of authors, the institution name, from where the manuscript proceeds. It is necessary to avoid using a bulky mathematical apparatus. The data provided in the article must contain the most necessary minimum of formulas. All minor formulas and intermediate mathematical transformations should be taken out to the annex to the article (for a reviewer). 4.To apply the physical quantities in accordance with CMEA 1052-78 (Construction standard 528-80). 5. The bibliographic index (list of references) is given by authors at the end of article as sequence of links in the text, according to Russian National Standard R 7.0.5 2008. References to the literature are presented in the text in square brackets. In the list of references the following information is to be shownа) for journals and collections — surnames and surnames and initials of the author, article title, the name of the journal (collec- tion), number or volume, place and year of publication, pages number; b) for books — surnames and initials of the author, the book title, the edition place, the publishing house name, publication date, pages number (Russian National Standard R 7.0.5 2008). In the list of references only papers which are published in press are shown. 6. If the article was or will be sent to other edition staff or was published earlier, it is obligatory to report about tothe edition staff. 7. At the article completion after reviewing its editorial number, the date, month, year and a mark «the manu- script after completion» are shown on the first page. It is obligatory to attach all responses to the reviewer’s remarks to the completed manuscript. The date of receipt of the article is considered the datewhen the editorial staff has received its final text version. 8.The manuscripts which haven't been accepted to publication are not sent back to the authors. The edition has a right to make reductions and editorial changes of the manuscripts' text. The articles proo- freading for nonresident authors is not provided. The manuscripts which do not meet the above listed require- ments are not accepted to consideration and are sent back to the authors. 9. All manuscripts coming to the editorial board and corresponding to the subject area go through the review- ing procedure for their evaluation by experts. All reviewers must be respected specialists in the subject matter of the materials to be reviewed and have their publications during the last three years on the subject of the reviewed article. The reviews are stored in the publishing house and at the editorial board during 5 years. 10.The editorial board sends to the authors of the presented manuscripts the reviews copies or a motivated refusal. 11. The editorial board submits the copies of the reviews to the Higher Certifiying Commission of the Ministry of Education and Science of the Russian Federation on receipt of the corresponding inquiry. 12. The indication of the place of work of each author of the article, his position, and contact information in Russian and English languages is obligatory. 13.The payment for publication of manuscripts of graduate students is not collected.

Reprinting or fragments thereof may be only with the written permission of the publisher. Reference to the scientific and technical journal «HIGHER EDUCATIONAL INSTITUTIONS NEWS. NEFT, I GAZ» is absolutely necessary! Подписано в печать 19.06.17. Формат 70х108/16. Уч.-изд. л. 10, 35. Усл. печ. л. 13,30. Тираж 500. Заказ № 855 Центр развития публикационной активности федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Тюменский индустриальный университет». 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38. Типография библиотечно-издательского комплекса 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.