Ресурсосберегающие технологии и технические средства по добыче, сбору скважинной продукции на месторождениях поздней стадии разработки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Шаякберов, Валерий Фаязович

• Шаякберов, Валерий Фаязович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Шаякберов, Валерий Фаязович

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. Краткий обзор существующих внутри-промысловых технологий и пути их адаптации к меняющимся условиям эксплуатации.

1.1. Система добычи и сбора нефти и газа как единая технологическая структура при изменяющейся с течением времени эксплуатации месторождений.

1.2. Технологическое и техническое обеспечение совершенствования дополнительного системного блока «скважина - глубинное оборудование».

1.3. Ранний предварительный сброс воды на месторождениях поздней стадии разработки.

1.4. Разработка дополнительных технических средств для осуществления поскважинного контроля и учёта добычи. Стендовые заводские испытания трубной измерительной установки.

Выводы к главе 1

Глава 2. Математическое моделирование движения газожидкостной смеси в глубинном скважин-ном оборудовании и установках раннего сброса воды.

2.1. Тепломассообмен газожидкостного потока в каналах глубинного скважинного оборудования с вращающимися элементами.

2.2. Кустовой скважинный сброс воды.

2.3. Математические модели массообмена в секции наклонной колонны ТВО и её газовой линии.

2.4. Использование моделирования для разработки

управляемых систем отбора скважинной продукции.

2.5. Использование спектрально-корреляционного 94

анализа при оценке технологических параметров нефтепромысловых систем

Выводы к главе 2. 103

Глава 3. Разработка технологий и технических 104

средств для совершенствования дополнительного системного блока «скважина - глубинное оборудование».

3.1. Технология повышения наработки на отказ при 104 эксплуатации УЭЦН на любом участке ствола скважины независимо от кривизны. Стендовые заводские

испытания муфты гибкой в составе УЭЦН.

3.2. Газовый сепаратор УЭЦН с повышенным объё- 119 мом рабочей камеры. Стендовые испытания газового

сепаратора.

3.3. Технология повышения подачи жидкости добы- 125 вающими насосами.

3.4. Способы диагностирования глубинного сква- 127 жинного оборудования и стендовых испытаний натуральных образцов штанг и моделей штанг.

Выводы к главе 3. 137

Глава 4. Формирование комплексного способа 139

при кустовом сбросе и утилизации попутной воды скважинной продукции.

4.1. Разработка технологий кустового скважинного 141 сброса воды с использованием выведенных из эксплуатации скважин.

4.2. Анализ разработанных технологий скважинного 145 сброса воды.

4.3. Физические основы рабочего процесса при скважинном сбросе воды.

4.4. Ожидаемый эффект от внедрения ССВ в ОАО «Удмуртнефть» и ООО «Бугурусланнефть» ОАО «ТНК-ВР».

Выводы к главе 4.

Глава 5. Теоретическое и экспериментальное определение оптимальных технологических параметров секций наклонных колонн трубных отделителей воды, нефти и газа.

5.1. Разработка методологий теоретического и экспериментального определения параметров секции наклонной колонны.

5.2. Разработка технических средств и технологических схем.

5.3. Сравнение аппаратов для установок предварительного сброса воды.

5.4. Сравнение узлов сброса воды для кустов скважин.

Выводы к главе 5.

Глава 6. Промысловое применение разработанных технологий и технических средств для совершенствования добычи и сбора нефти и газа.

6.1. Применение способов определения параметров трубной сепарационной установки и технологических схем для строительства наклонных колонн путевых ТВО.

6.2. Применение способа обработки скважин и их призабойных зон для удаления сульфидов железа.

6.3. Промысловые испытания и результаты подкон-

трольной эксплуатации МГ в составе УЭЦН.

6.4. Опытно-промысловая эксплуатация ССВ. 208

6.5. Трубная измерительная установка для измере- 211 ния количества жидкости и газа

Выводы к главе 6. 214

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 216

Список литературы. 219

Приложение 1 - Трубная измерительная установка 242

Приложение 2 - Муфта гибкая 267 Приложение 3 - Отчёт об испытаниях газосепаратора

ГСА5-2 301

Приложение 4 - Вибродиагностика УЭЦН 334

Приложение 5 - Выписки из протоколов 337 Приложение 6 - Внедрение скважин для сброса воды

и трубных измерительных установок 347

ВВЕДЕНИЕ Актуальность проблемы

Перспективы развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) определяются как расширением надежной сырьевой базы, так и совершенствованием добычи и сбора нефти и газа на нефтяных месторождениях, в том числе созданием и применением технологий и технических средств, ведущих к повышению эффективности добычи нефти.

В настоящее время значительная часть нефтяных месторождений находится на третьей и более поздней стадиях разработки, характеризующихся низкими дебитами нефти и высокой (до 90% и более) обводненностью продукции скважин. Поэтому требуется разработка новых технологий и технических средств для осуществления добычи и сбора нефти и газа, адаптированных к месторождениям поздней стадии разработки.

Проблемы совершенствования систем обустройства нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки тесно связаны с общими направлениями улучшения технологических схем обустройства. Основными востребованными на практике технологиями и техническими средствами для внедрения на современном этапе развития нефтедобычи являются те, которые направлены на:

- обеспечение раннего сбора и утилизации пластовых вод как главной меры по сокращению объёмов перекачек и фронта агрессивной коррозии;

- организацию достоверного поскважинного контроля и учёта добычи как основы всей системы рационального недропользования;

- введение мер по учету, сохранению и утилизации попутного газа в промысловых условиях;

- создание управляемых систем отборов и воздействий на пласт как основной меры обеспечения эффективной разработки месторождений со сложной структурой и трудноизвлекаемыми запасами.

При этом требуется теоретическое обоснование создаваемых для решения данных задач технологий и технических средств. Также нужно использовать по

мере разработки и обустройства месторождений существующее, но выведенное из эксплуатации оборудование по новому назначению.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Ресурсосберегающие технологии и технические средства по добыче, сбору скважинной продукции на месторождениях поздней стадии разработки»

Цель работы

Создание и совершенствование ресурсосберегающих и пригодных к широкому внедрению технологий и технических средств по добыче и сбору сква-жинной продукции для нефтяных месторождений поздней стадии разработки с учётом возможностей адаптации к естественно меняющимся условиям и использованию по новому назначению существующего и выведенного из эксплуатации оборудования с подтверждённой в процессе промысловых испытаний и подконтрольной эксплуатации эффективностью.

Задачи исследования Для достижения поставленной цели решаются следующие основные задачи:

1 Оценка совместимости существующих технологий и технических средств системы добычи нефти и газа с учётом особенностей конкретных месторождений, находящихся в поздней стадии разработки и её влияние на извлечение нефти.

2 Разработка математических моделей движения газожидкостной смеси в глубинном скважинном оборудовании и установках раннего сброса воды для выбора критериев подобия при использовании результатов исследований в промысловых условиях. Разработка управляемых систем отборов и воздействий на пласт. Совершенствование поскважинного контроля и учета добычи.

3 Формирование требований к кустовым установкам сброса воды и разработка соответствующих им автономных узлов на основе ранее использованного, но выведенного из эксплуатации оборудования. Применение комплексного способа при кустовом сбросе и утилизации попутной воды скважинной продукции в результате воздействия на пласт, снижения объёмов перекачек и уменьшения поверхности агрессивной коррозии.

4 Использование моделирования массообмена в секции наклонной колонны трубного водоотделителя (ТВО) и его анализ. Обоснование критериев подобия

для определения оптимальных технологических параметров и обобщения результатов промысловой эксплуатации.

5 Определение условий физического моделирования скважинного глубинного оборудования с вращающимися каналами. Снижение вибрации штатных установок электропогружных центробежных насосов (УЭЦН) для повышения наработки на отказ в скважинах с предельными углами наклона и интенсивностью искривления ствола путём создания гибких конструкций для соединения секций корпусов и ротора. Возможность повышения производительности газового сепаратора УЭЦН путём увеличения вместимости рабочей камеры при сохранении габаритов для эксплуатации в искривлённых скважинах.

6 Промысловая подконтрольная эксплуатация разработанных ресурсосберегающих технологий и технических средств для совершенствования добычи и сбора нефти и газа для практического подтверждения эффективности.

Методы исследования При выполнении исследований обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечиваются за счет использования современной измерительной аппаратуры, математических моделей, современных методов обработки информации, математических методов в области гидромеханики и волновой механики, а также подтверждаются полученными практическими результатами.

На защиту выносятся

1. Оценка совместимости существующих технологий и технических средств системы добычи нефти и газа. Её влияние на выходные параметры (количество добытых нефти и газа при изменяющихся с течением времени условий разработки месторождений).

Комплексный подход к системе добычи и сбора с учётом меняющихся показателей эксплуатации месторождений с использованием критериев, учитывающих стадии разработки месторождений, физико-химические свойства добываемой продукции и технико-технологические параметры конкретно используемого оборудования.

2. Комплексный способ при кустовом сбросе и утилизации в «родной» пласт попутно добываемой воды с использованием выведенных из эксплуатации скважин. Децентрализация сброса пластовых вод, организация гибких локальных систем поддержания пластового давления (ППД) с дифференцированной очисткой вод.

3. Математическая модель массообмена при сбросе воды в наклонных колоннах ТВО.

4. Теоретическое и экспериментальное определение оптимальных технологических параметров секций наклонных колонн трубных отделителей воды, нефти и газа.

5. Математическая модель тепломассообмена газожидкостного потока в каналах глубинного скважинного оборудования с вращающимися элементами (УЭЦН, гибкая муфта, газовый сепаратор). Метод эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, по параметрам, замеряемым на устье.

6. Комплекс технических средств для совершенствования добычи и сбора нефти и газа на месторождениях поздней стадии разработки: трубная обвязка на устье для измерения количества извлекаемых из скважины нефти и газа, муфты гибкие для соединения секций корпусов и ротора в скважинах с практически возможными предельными углами наклона и интенсивностью искривления ствола, газовый сепаратор с повышенным объёмом рабочей камеры при сохранении габаритов.

Научная новизна

1. Разработана система добычи и сбора нефти и газа (в которую впервые введён кустовой сброс и утилизация попутно добываемой воды), представленная в качестве нескольких модулей, что позволяет осуществить её функциональную адаптацию к естественно меняющимся условиям разработки месторождений путём рациональной трансформации применяемых технологий и состава предложенных технических средств. Теоретически и экспериментально установлено, что постоянная и не зависящая от дебита относительная погрешность по объёму добываемой жидкости достигается использованием трубной обвязки,

периодическое заполнение которой обеспечивается датчиками уровня, фиксирующими объём заполнения и удаления газа.

2. С учётом многофакторности ситуаций эксплуатации (в частности, рабочие параметры куста, размещение, климатическое исполнение) определены концептуальные условия применения кустовых установок сброса воды. Теоретическими исследованиями и промысловыми испытаниями обоснован новый вид сепарационных установок - скважины для сброса воды, обеспечивающие сброс воды с качеством, удовлетворяющим геологическим условиям пласта. Путём разработки и сравнения в авторской интерпретации математических моделей сепарационных установок при кустовом сбросе обоснованы технологические преимущества скважин для сброса воды перед применяемыми наклонными колоннами и ёмкостными аппаратами (адаптация к изменению объёма поступающей жидкости, автономность, малые габариты, постоянство температур рабочего процесса, низкая стоимость, экологическая безопасность).

3. Выведен критерий подобия для моделирования массообмена в наклонных колоннах установок предварительного сброса воды и обобщения промысловых результатов. Определена доля испарённой жидкости в газожидкостном потоке по параметрам газа, теоретически доказано и экспериментально (на воздухе и воде) подтверждено, что добавка и испарение небольшого количества жидкости (в пределах 7 % массы) практически не влияют на приведенный расход газа.

4. Теоретически и экспериментально получены с использованием разработанного критерия подобия безразмерные соотношения для определения оптимальных параметров секций наклонных колонн и число секций трубных отделителей воды.

5. Обоснованы критерии подобия для физического моделирования тепломассообмена газожидкостного потока в каналах глубинного скважинного оборудования с вращающимися элементами (УЭЦН, гибкая муфта, газовый сепаратор).

6. Теоретически по-новому обоснована возможность предотвращения чрезмерного снижения динамического уровня нефти в скважине при работе по-

гружного электроцентробежного насоса и увеличения его подачи путём автономного отвода газа на сборный коллектор из затрубного пространства, минуя групповую замерную установку.

7. Экспериментальные исследования, включая стендовые заводские и промысловые, позволили установить, что у УЭЦН снижаются изгибающие напряжения в корпусных и роторных узлах насоса за счёт использования созданных шарнирных соединений с промежуточными валами.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Разработана, испытана и после подконтрольной эксплуатации в ряде нефтяных компаний поставлена на серийное производство муфта гибкая (патент № 2230233), обеспечивающая спуск и продолжительную эксплуатацию УЭЦН на любом участке ствола скважины независимо от его кривизны (Разрешение на применение № РРС 41- 000241, дата выдачи 19.09.2011; Сертификат соответствия на серийный выпуск № C-RU.AH36.B.01452 ТР 0493645, срок действия с 27.01.2011 по 26.01.2016). Они выпускаются в габаритах 5 и 5А в обычном и износостойком исполнении и находят широкое распространение (ОАО «АНК «Башнефть» (акт от 15.09.2011, протокол технического совета от 14.10.2011), ОАО «НК «Роснефть» (ООО «РН-Пурнефтегаз» (акт о подконтрольной эксплуатации от 03.03.2010), ООО «РН-Юганскнефтегаз» (акт от 03.03.2011), ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «Самаранефтегаз»), ОАО «Томскнефть» (промежуточный акт от 01.12.2012), ОАО «ТНК-BP» и ОАО «РуссНефть».

2. Разработана трубопроводная обвязка для измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа (патент № 2342528), которая после стендовых заводских испытаний, подконтрольной эксплуатации и промысловых испытаний в ОАО «ТНК-BP» поставлена на серийный выпуск (сертификат соответствия на серийный выпуск № С-1Ш.АЯ36.В.02249 ТР 1127528, срок действия с 28.02.2012 по 27.02.2017). Установка удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 8.615-2005.

3. Скважины для сброса воды (патенты РФ №№ 2252312, 2264841, 2284210 и др.) обеспечивают ранний кустовой сбор и утилизацию пластовых вод, начи-

ная с кустов скважин (применение в ОАО «НК «Роснефть»» (по Целевому инновационному проекту ОАО «НК «Роснефть»» ЦИП-38 «Разработка технологий и конструкций малогабаритных автономных установок раннего предварительного сброса воды» на Гараевском нефтяном месторождении ОАО «Самаранеф-тегаз» (техническое задание от 27.01.2012 г.) и ООО «РН-Юганскнефтегаз» (техническое задание на пилотную установку раннего сброса воды производительностью по жидкости 2800 м /сут на кусте 57а Мамонтовского нефтяного месторождения)), ОАО «Удмуртнефть» (производительностью по жидкости 180 м /сут на скважине 168 НГДУ «Воткинск» и производительностью по жидкости 900 мVсут в НГДУ «Гремиха») и ОАО «ТНК-BP» (протокол №12а-2011 от 11.08.2010).

Апробация работы

Основные положения, представленные в диссертации, регулярно докладывались и обсуждались начиная с 2002 года на научных мероприятиях различного уровня, наиболее значимые из которых: 16-я международная конференция «Современные методы и средства неразрушающего контроля и технической диагностики (г. Ялта, 2008), V международная научно-практическая конференция «Правовая охрана результатов интеллектуальной деятельности в промышленности и наноиндустриии (г. Уфа, 2009). Также результаты обсуждались на научно-технических советах ОАО «НижневартовскНИПИнефть» (г. Нижневартовск, 2008), ООО «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2009), ОАО «Са-маранефтегаз» (г. Самара, 2009), ОАО «Удмуртнефть» (г. Ижевск, 2009, 2010 и 2011), ООО «Бугурусланнефть» ОАО «ТНК-BP» (г. Бугуруслан, 2010), ОАО «Саратовтфтегаз» ОАО «РуссНефть» (г. Саратов, 2011), филиале «Муравлен-ковскнефть» ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (г. Муравленко, 2011), ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2011) и ООО «Ижевский нефтяной научный центр» (г. Ижевск, 2011).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 78 печатных работ, в том числе 18 статей в рецензируемых центральных журналах, входящих в перечень ВАК, 5

статей в зарубежных журналах, 30 патентов на изобретение, 2 авторских свидетельства и 13 патентов на полезную модель.

Структура работы Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы из 221 наименований и шести приложений, изложенных на 357 страницах, содержит 62 рисунка и 17 таблиц.

Глава 1. Краткий обзор существующих внутрипромысловых технологий и пути их адаптации к меняющимся условиям эксплуатации

1.1. Система добычи и сбора нефти и газа как единая технологическая структура при изменяющейся с течением времени эксплуатации месторождений

Значительный вклад в изучение процессов, происходящих при добыче и сборе нефти и газа, внесли: Андреев В.А., Антипин Ю.В., Бакиев A.B., Бахти-зин Р.Н., Богданов A.A., Валеев М.Д., Горбатиков В.А., Гужов А.И., Гутман Э.М., Дроздов А.Н., Дьячук А.И., Зейгман Ю.В., Ивановский В.Н., Ишемгужин Е.И., Каплан JI.C., Каспарьянц К.С., Лутошкин Г.С., Мавлютова М.З., Мирзад-жанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Муравленко C.B., Муравьёв И.М., Нигматуллин Р.И., Репин H.H., Рогачёв М.К., Соколов С.М., Токарев М.А., Тронов A.B., Тронов В.П., Уметбаев В.Г., Хасанов И.Ю., Хисамутдинов H.A., Шаммазов A.M. и многие другие.

Но меняющиеся условия эксплуатации месторождений, особенно на поздних стадиях разработки, вызывают потребность в совершенствовании ресурсосберегающих технологий и технических средств системы добычи и сбора нефти и газа для их адаптации к сложившимся обстоятельствам.

Система добычи и сбора нефти и газа должна рассматриваться как единая технологическая структура, все узлы которой связаны между собой. При этом по мере роста обводнённости эти связи усиливаются из-за увеличения объёмов добываемой жидкости. После определения основных целей данная система добычи и сбора разбивается на дополнительные блоки. Для каждого из них выбираются мероприятия по совершенствованию путём адаптации к меняющимся условиям эксплуатации месторождений, особенно на поздних стадиях разработки.

Высокие темпы добычи нефти с применением заводнения на многих нефтяных месторождениях, сложные геолого-физические особенности разрабатываемых объектов приводят к прогрессирующему обводнению добываемой

продукции скважин. Динамика обводнения месторождений ООО «РН - Юганскнефтегаз» приведена на рисунке 1.1, из которого видно, что в течение последних 20 лет (с 1990 по 2011 гг.) обводнённость менялась в пределах 70 ... 80 %. При этом средний дебит по нефти для скважины, например, в июле 2011 г. составил 20,5 т/сут. На рисунке 1.2 показан средний дебит и обводненность продукции нефтяных месторождений по регионам деятельности ОАО «НК «Роснефть». 100 -

Среднегодовая обводненность, %

75 77 7715Ш? 35 77 77 77 77 78*'*'

80 60 40 20 О

27

60

63

7, 70

оо

у V у у V V у у V V V V V V V у у у V у у у у V г п~т т г г т

Рисунок 1.1 - Динамика обводнения месторождений ООО «РН - Юганскнефтегаз»

Ранее подобные проблемы возникли в одной из старейших нефтяных компаний России - ОАО «АНК «Башнефть», где и были разработаны технологии, многие из которых сейчас широко применяются. Например, на месторождениях Башкортостана впервые нашла применение технология добычи нефти с искусственным поддержанием пластового давления (ППД) путем закачки воды в пласты, затем ставшая обязательной при разработке всех нефтяных месторождений страны [42, 163]. На промыслах республики достаточно широко внедрены прогрессивные системы добычи и сбора нефти, закачка в пласты сточных вод, позволяющая не только повысить нефтеотдачу пластов, но и улучшить экологию окружающей среды. Для увеличения нефтеотдачи, по примеру ОАО

«Татнефть» [44], применяются также различные химические реагенты, тепловые и термохимические методы, закачка в продуктивные пласты газа и т.д.

Для борьбы с коррозией металла и увеличением межремонтного периода работы нефтепромыслового оборудования широкое применение нашли: футерование, использование эпоксидных смол, закачка ингибитора коррозии, электрохимические методы и новые технологии подготовки нефти, газа и воды [24, 45, 46, 47, 48, 88, 169].

В случае добычи высоковязких нефтей для снижения гидравлического сопротивления при их транспортировке по трубопроводам используются соответствующие способы и устройства для их реализации, разработанные в ГУП «ИПТЭР» [137, 138, 139, 140]. Теоретическое обоснование снижения гидравлического сопротивления дано Н.Н.Репиным при описании природы проявления сил поверхностного натяжения [141, 142]. Движение газожидкостных смесей в трубопроводах исследовано в работах [152, 153, 154, 155, 157, 158, 159, 160, 161, 162, 165, 166, 167].

С вступлением крупных месторождений нефти в завершающую стадию разработки, открытия залежей с трудноизвлекаемыми запасами, значительно возрастают требования к природоохранным мерам, заставляя вести разработку новых технологий и технических средств, позволяющих приспособить систему добычи и сбора к меняющимся условиям эксплуатации месторождений. В настоящий момент основной проблемой остаётся проблема ранней утилизации попутно добываемой пластовой воды. Большой удельный вес издержек производства по закачке, извлечению, транспортировке, подготовке и утилизации пластовой воды обязывает вести целенаправленные поисковые работы по раннему предварительному сбросу основной массы воды непосредственно на месторождениях. Уменьшение оборота воды требует реконструкции систем 1111Д, сбора и подготовки нефти и нефтяного газа.

■ «.иой 01* o6w.il! 1СЧ 1С"-

■ Сред 1ИЙ цебяг ПО ЬССМу фонду СКЫЖМ||, г/скв

100% •»с«-, воЪ

43%

I

Зла дч.нСиоирь Дстр^чым:! Ро-.-.ш I имл о-Псчор а

Да.- ьимАВочск Ю:км»1Й фецемльныйорру!

Рисунок 1.2 - Средний дебит и обводненность продукции нефтяных месторождений по регионам деятельности ОАО «НК «Роснефть»

Предварительный сброс воды - одна из многочисленных операций в общем технологическом процессе сбора, транспортировки, сепарации, подготовки нефти и очистки сточных вод.

Так как ОАО «АНК «Башнефть» является одним из старейших в нефтяной отрасли РФ, то и особенности динамики добычи нефти и нефтяного газа показаны на примере разработки месторождений Башкортостана. В 2006 г. на балансе компании находились 146 нефтяных и 10 газовых месторождений. Из них в промышленной разработке - 141 нефтяных месторождений, большинство из которых находится на поздней или завершающей стадии разработки. Годовой объем отбора составляет 4,7% текущих извлекаемых запасов нефти при обводненности 91%. С применением заводнения, преимущественно очагово-избирательного, добывается более 96% нефти. На 1.01.2003 г. фонд добывающих скважин составил 15070, в том числе действующий - 13783. Действующий фонд нагнетательных скважин достиг 2664 [42].

В период с 1968 по 1997 гг. проведена работа по совершенствованию разработки месторождений, заключавшаяся в оптимизации плотности сетки скважин, систем заводнения, интенсификации отборов жидкости и закачки воды с целью поддержания пластового давления. В результате начальная плот-

ность сетки скважин возросла от 2,4 ... 4,8 до 10,6 ... 25 скв./га. Средняя плотность сетки скважин по основным объектам разработки составляла 10 ... 16 скв./га. В это время произошло увеличение фонда нагнетательных скважин (от 993 в 1967 г. до 2664 в 1998 г.), причем соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин за этот период изменилось от 6,1 до 5,8 [42].

На примере динамики основных показателей разработки месторождений Башкирии можно выделить четыре стадии разработки:

• непрерывный рост добычи нефти с начала разработки до достижения максимального уровня 47,8 млн т (1967 г.);

• относительно стабильный высокий уровень добычи нефти 40 млн т и более в 1968 - 1980 гг.;

• снижение добычи нефти сравнительно невысокими темпами (2,28 ... 3,76% к предыдущему году) в течение 1981-1989 гг.;

• снижение добычи нефти более высокими темпами (5,8 ... 9,4% к предыдущему году) с 1991 г.

Подобные стадии присущи и другим месторождениям.

Появившаяся возможность увеличения добычи жидкости реализовыва-лась путем смены насосов с меньшей подачей на большую. В результате средний дебит жидкости за рассматриваемый период возрос от 45,7 до 50,6 т/сут на скважину. За счет ввода новых скважин и увеличения объемов закачки воды отбор жидкости за этот период возрос в 2,6 раза [42].

В условиях неоднородности пластов одним из путей интенсификации добычи нефти и газа является избирательное заводнение, позволяющее не только использовать энергию воды, но и учитывать характер неоднородности строения пласта. Более совершенной технологией является очаговое заводнение (организация локальных систем), которая позволяет избирательно изменить направление потока и градиента давления между линиями нагнетания и отбора жидкости с целью вытеснения нефти из менее проницаемых зон пласта. Этот метод способствует повышению охвата пластов, а также вовлечению в активную разработку относительно малопродуктивных коллекторов [42-44].

Очевидно, что технологические процессы в системе добычи и сбора нефти и газа взаимосвязаны. Поэтому она рассматривается как единый комплекс. Система разбивается на дополнительные системные блоки: «пласт - скважина с глубинным оборудованием - нефтегазопровод для транспортировки продукции скважин - УПСВ - нагнетательная установка, водовод, нагнетательная скважина». Дополнительно проложен нефтегазопровод для транспортировки частично обезвоженной нефти и газа с УПСВ на УПН (иногда прокладываются отдельно нефтепровод и газопровод). Необходимость рассмотрения системы добычи и сбора нефти и газа как единого комплекса обусловлена тем, что изменения, направленные на улучшение работы того или иного блока, не обязательно положительно влияют на работу системы добычи и сбора нефти и газа в целом. Блоками занимаются узкие специалисты. Улучшения, внесённые ими в работу своего блока, в итоге могут дать результат из известной басни («однажды лебедь, рак да щука...»). Поэтому при внесении любых изменений в работу того или иного блока нужно учитывать их влияние на работу соседних блоков (предыдущего4 и последующего), а лучше всей системы добычи и сбора в целом.

Между блоками существуют одна или более следующих основных связей: механическая, гидравлическая, тепловая и химическая.

На практике данная система добычи и сбора дополняется измерительными и управляющими устройствами, например автоматическими групповыми замерными установками (АГЗУ). Но они не участвуют в технологическом процессе и поэтому не включены в качестве отдельного блока.

В зависимости от конкретных условий месторождения некоторые блоки могут быть исключены из данной системы.

Основными целями при разработке мероприятий по усовершенствованию работы каждого дополнительного блока и всей системы в целом путём адаптации к меняющимся условиям эксплуатации месторождений должны быть:

- выбор оптимальных технологий и технических средств по объективным критериям;

- снижение затрат на изготовление и обслуживание;

— увеличение срока службы, снижение частоты и длительности профилактических работ, предупреждение аварийных ситуаций.

Последовательно рассматриваются дополнительные блоки системы добычи и сбора нефти и газа месторождений поздней стадии разработки. При этом для каждого определяются перечень технологий и технических средств, требующихся для адаптации. Затем из них отбираются наиболее актуальные.

Для оценки совместимости существующих технологий и технических средств системы добычи нефти и газа для месторождений поздней стадии разработки и её влияние на выходные параметры - количество добытой нефти и газа - следует:

— организовать достоверный поскважинный контроль и учет добычи;

— разработать математическую модель движения и массообмена газожидкостной смеси в глубинном скважинном оборудовании с вращающимися элементами (как самого сложного случая);

— разработать математическую модель массообмена газожидкостной смеси в установках раннего сброса воды;

— выбрать критерии подобия для использования результатов исследований в промысловых условиях;

— разработать управляемые системы отборов.

1.2. Технологическое и техническое обеспечение совершенствования дополнительного системного блока «скважина - глубинное оборудование»

Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах выполнено И.М. Муравьёвым и Н.Н. Репиным - старшим [156]. Основные способы и проблемы добычи нефти, а также устройства описаны в [50, 69, 88, 94, 102, 103, 104, 163]. Для защиты НКТ применяются, например, стеклянные покрытия [45].

Добывающая скважина с устройством добычи рассматривается как единый блок, воздействующий на пласт путём откачки из него продукции. Обсад-

ная колонна представляет собой жёсткую металлическую конструкцию, по которой хорошо распространяются колебания. Частота (период) и амплитуда колебаний зависят от режима и структуры течения продукции в скважине, а также от частоты и амплитуды колебаний устройства добычи. Дополнительный дисбаланс возникает на первых ступенях насоса из-за наличия несжатого газа. Обычно максимальный момент силы действует в месте соединения насоса с НКТ. Колебания УЭЦН передаются на колонну НКТ, причем частота колебаний кратна частоте вращения погружного электродвигателя (ПЭД).

Очевидно, что спуск и последующую работу УЭЦН требуется обеспечить на том участке ствола скважины, где его размещение оптимально для добычи, даже если скважина имеет предельные углы наклона и интенсивность искривления ствола. Известно, что при кустовом бурении большая часть скважин имеет сверхнормативную кривизну, которая также увеличивает вероятность повреждения секций корпуса и/или ротора в процессе спуска.

В серийных УЭЦН для соединения секций ПЭД и насоса, НКТ, а также ПЭД с насосом используется муфта, содержащая жёсткий корпус [76]. Она вызывает появление внутренних напряжений и возможность заклинивания НКТ и УЭЦН при спускоподъемных операциях и их работе на искривленных участках скважин.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шаякберов, Валерий Фаязович, 2013 год

- —

.......

и Н -ГГПс;

1

м н- ГЕ?5 ¿М ОЛЭ 1

А \

\ К

* \лн> ^ Л

/ \ р

ч чЛ

\ Г

1 "С АЕ -2 ЦТ" ч

\ _ 1

V

_

■ч

"ч

1,8 2 Ожн, л/с

■ АЛ НАС (типа "РЕОА") -2МН-ГСЛ5Т (завод "ЛЕМАЗ") - ГСА5-2 (без пяты)

МН-ГБ5 (завод "Борец") - ГСА5-2 (завод "АЛ НАС") МН-ГСЛ5 (экспериментальный)

в»«.-, яшг/' т ^ -а

1. Газосепаратор ГСА5-2 имеет хорошую сепарационную способность только при низком газосодержании газожидкостной смеси на входе (до 0,35 - 0,45. При Рвх в среднем больше 0,4 наступает срыв подачи насоса. Тем не менее, для всех режимов испытаний, кроме (^жнач = 1,47 л/с, коэффициент сепарации газосепаратора ГСА5-2 в диапазоне до Рвх = 0,3 выше, чем у газосепаратора «АЛНАС».

2. Характер изменения коэффициента сепарации Кс с ростом газосодержания на входе Рвх имеет следующий характер. При подачах 0,715; 1,06 и 1,98 л/с наблюдается характерный максимум в точке рвх = 0,2. На режиме 1,47 л/с такого максимума нет -Кс растет равномерно до самого срыва подачи, на этом режиме своеобразный максимум присутствует при Рвх = 0,42.

3. Не совсем удачная реализация интересной идеи вращающегося узла отвода газа приводит к колебаниям давления в затрубном пространстве и внутри самого газосепаратора. Это может приводить к поступлению газа в отверстия отвода жидкости, что снижает эффективность работы газосепаратора ГСА5-2 в целом.

4. Попытка увеличить эффективность сепарационного барабана за счет отсутствия в нем вала (таким образом, увеличивается эффективный диаметр сепарационного узла) привела к сильному усложнению конструкции и увеличению длины газосепаратора. Возможно также, что это послужило причиной больших потерь на трение, из-за чего вращающий момент на валу сборки «ГСА5-2 - насос» значительно превышает обычные для подобных испытаний значения.

5. При работе без газа в сборке «ГСА5-2 - насос» возникали сильные вибрации. Наличие вибраций при работе оборудования в скважине приводит к преждевременному выходу из строя всей установки ЭЦН и может привести даже к ее падению на забой скважины. Но, возможно, вибрация объясняется какими-то недостатками при изготовлении конкретно этого образца газосепаратора.

6. Наличие двух шнеков увеличивает давление, развиваемое газосепаратором.

7. После нашей доработки узла отвода газа (был удален разделительный диск) газосепаратор стал работать эффективнее. Граница срыва подачи насосом отодвинулась с 0,45 до 0,61.

По результатам проведенных испытаний можно сказать, что, несмотря на ряд интересных технических решений, заложенных в конструкцию газосепаратора, применение ГСА5-2 для защиты насосов ЭЦН от вредного влияния газа в том его виде, который был представлен для проведения настоящих испытаний, нецелесообразно. Необходима дальнейшая доработка конструкции газосепаратора ГСА5-2.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. A.c. СССР №1521918. Стенд для испытаний газосепараторов /Авт. изобрет. Дроздов А.Н., Васильев М.Р., Варченко И.В. и др. - М. кл. F 04 D 15/00, заявл. 25.08.1987, опубл. 15.11.1989, Б.И. №42.

2. Патент РФ №2075656. Способ испытаний гидравлических машин и электродвигателей к ним и стенд для его осуществления. /Авт. изобрет. А. Н. Дроздов, Л. А. Демьянова. - М. кл F 04 D 13/10, F 04 F 5/54, F 04 В 51/00 заявл. 14.03.1995, опубл. 20.03.1997, Б.И.№8.

3. Отчет по договору №40/906-10 от 17 октября 2000 г. «Проведение стендовых испытаний газосепаратора производства «АЛНАС» к установкам ЭЦН группы 5». М. 2001.

4. Дроздов А. Н., Игревский В. И. Стендовые испытания сепараторов 1МНГ5 и МН-ГСЛ5 к погружным центробежным насосам. - Нефтяное хозяйство, 1994, №8, с.44 -48.

5. Стендовые испытания газосепаратора МН-ГСБ /Игревский В. И., Дроздов А. Н., Игревский Л. В., Макаров Е. М. - Нефтяное хозяйство, 1999, №6, с. 40 - 42.

6. Сальманов Р. Г. Разработка газосепараторов высокой пропускной способности для УЭЦН и определение области их эффективного применения. - Дис. ... канд. техн. наук. - М., 1990. - 181 с.

Приложение 4 - Вибродиагностика УЭЦН

ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕФЕКТОВ УЗЛА МАШИНЫ, ГДЕ УСТАНОВЛЕН ДАТЧИК <1к на 30.06.2004 г.

Дисбаланс:

-степень развития дефекта - ниже средней, -степень поврежденности - 26.2 %

-доля прочности в развитии дефекта составляет: 0.0 % -доля износа сопряжений в развитии дефекта составляет: 100.0 % -скорость развития дефекта из-за износа сопряжений - медленная, -наработка узла машины до остановки на ремонт

составляет: 81.27 - 129.00 сут., -наработка узла машины до его отказа из-за развития дефекта составляет: 90.09 - 143.00 сут.,

Расцентровка: -степень развития дефекта - предельная, -доля прочности в развитии дефекта составляет: 0.0 % -доля износа сопряжений в развитии дефекта составляет: 100.0 % -скорость развития дефекта из-за износа сопряжений - быстрая, -степень поврежденности -100 % -наработка узла машины до остановки на ремонт

составляет: 0 ... -0.2 сут. -наработка узла машины до его отказа из-за развития дефекта составляет: 4.32 - 6.85 сут.,

Износ рабочих колес: -дефект отсутствует,

-наработка узла машины до остановки на ремонт

составляет: 81.27 - 129.00 сут., -наработка узла машины до его отказа из-за развития дефекта составляет: 90.09 - 143.00 сут.,

Износ подшипников насоса: -степень развития дефекта - ниже средней, -степень поврежденности - 40.5 %

-доля прочности в развитии дефекта составляет: 40.0 % -скорость развития дефекта из-за прочности - предельная, -доля износа сопряжений в развитии дефекта составляет: 60.0 % -скорость развития дефекта из-за износа сопряжений - медленная, -наработка узла машины до остановки на ремонт

составляет: 81.27 - 129.00 сут., -наработка узла машины до его отказа из-за развития дефекта составляет: 90.09 - 143.00 сут.,

Износ подшипников двигателя: -степень развития дефекта - средняя, -степень поврежденности - 46.8 %

-доля прочности в развитии дефекта составляет: 90.0 % -скорость развития дефекта из-за прочности - предельная, -доля износа сопряжений в развитии дефекта составляет: 10.0 % -скорость развития дефекта из-за износа сопряжений - медленная, -наработка узла машины до остановки на ремонт

составляет: 8.52 - 13.53 сут.,

наработка узла машины до его отказа из-за

развития дефекта составляет: 8.55 - 13.56 сут.,

Прочие дефекты: степень развития дефекта - ниже средней, степень поврежденности - 28.8 %

доля прочности в развитии дефекта составляет: 50.0 %

скорость развития дефекта из-за прочности - предельная,

доля износа сопряжений в развитии дефекта составляет: 50.0 %

скорость развития дефекта из-за износа сопряжений - медленная,

наработка узла машины до остановки на ремонт

составляет: 62.78 - 99.66 сут.,

наработка узла машины до его отказа из-за

развития дефекта составляет: 70.63 - 112.11 сут.

ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕФЕКТОВ УЗЛА МАШИНЫ, ГДЕ УСТАНОВЛЕН ДАТЧИК гк на 30.06.2004 г.

Дисбаланс: дефект отсутствует,

наработка узла машины до остановки на ремонт составляет: 32.93 - 52.27 сут., наработка узла машины до его отказа из-за развития дефекта составляет: 48.55 - 77.06 сут.,

Расцентровка: степень развития дефекта - средняя, степень поврежденности - 47.5 %

доля прочности в развитии дефекта составляет: 90.0 %

скорость развития дефекта из-за прочности - предельная,

доля износа сопряжений в развитии дефекта составляет: 10.0 %

скорость развития дефекта из-за износа сопряжений - медленная,

наработка узла машины до остановки на ремонт

составляет: 3.80 - 6.04 сут.,

наработка узла машины до его отказа из-за

развития дефекта составляет: 8.55 - 13.56 сут.,

Износ рабочих колес: степень развития дефекта - выше средней, степень поврежденности - 65.0 %

доля прочности в развитии дефекта составляет: 0.0 %

доля износа сопряжений в развитии дефекта составляет: 100.0 %

скорость развития дефекта из-за износа сопряжений - медленная,

наработка узла машины до остановки на ремонт

составляет: 81.27 - 129.00 сут.,

наработка узла машины до его отказа из-за

развития дефекта составляет: 90.09 - 143.00 сут.,

Износ подшипников насоса: ■степень развития дефекта - ниже средней, •степень поврежденности - 40.8 %

■доля прочности в развитии дефекта составляет: 10.0 % ■скорость развития дефекта из-за прочности - быстрая, •доля износа сопряжений в развитии дефекта составляет: 90.0 %

-скорость развития дефекта из-за износа сопряжений - быстрая, -наработка узла машины до остановки на ремонт

составляет: 14.92 - 23.68 сут., -наработка узла машины до его отказа из-за развития дефекта составляет: 20.25 - 32.14 сут.,

Износ подшипников двигателя: -дефект отсутствует,

-наработка узла машины до остановки на ремонт

составляет: 81.27 - 129.00 сут., -наработка узла машины до его отказа из-за развития дефекта составляет: 90.09 - 143.00 сут.,

Прочие дефекты: -степень развития дефекта - ниже средней, -степень поврежденности - 32.8 %

-доля прочности в развитии дефекта составляет: 60.0 % -скорость развития дефекта из-за прочности - предельная, -доля износа сопряжений в развитии дефекта составляет: 40.0 % -скорость развития дефекта из-за износа сопряжений - медленная, -наработка узла машины до остановки на ремонт

составляет: 41.82 - 66.38 сут., -наработка узла машины до его отказа из-за развития дефекта составляет: 48.56 - 77.08 сут.,

ПРОТОКОЛ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ АГРЕГАТА N 150 от 30.06.2004 г.

Агрегат подлежит ремонту

по причине неудовлетворительного состояния

в точке контроля, где установлен датчик с!к -наработка агрегата до ремонта составляет:-0.22 - -0.34 сут. -наработка агрегата до его отказа составляет: 4.32 - 6.85 сут.

ДИАГНОЗ УЗЛА МАШИНЫ В ТОЧКЕ УСТАНОВКИ ДАТЧИКА гк на 30.06.2004 г.

Узел машины в работоспособном состоянии.

Ресурс ограничивает: - Расцентровка из-за повышенной скорости развития ! -наработка узла машины до ремонта составляет: 3.80 - 6.04 сут. -наработка узла машины до его отказа составляет: 8.55 - 13.56 сут.

Приложение 5.

Выписки из протоколов о применении муфт гибких, трубныз измерительных установок и скважин для сброса воды

v-íiüxrso i- ограниченно? о гьисаеьносгыо

РН - УФАНИПИНЕФТЬ

UpOIOhOI > 7-2009 Зааддм ¡e научно пчничсцрги юны ООО ÜPI 1^фаННГШн*фГ1>>) (секция физико-чичичёскич исследований и ишенсифйквции добычи нефти) ¡ (аг<Г2:Лирта2(Шг S ^ Врем Г 1¡ (Л 12 30

Предоулк ib к х н Теши \ 1 i

tCKpUJ|H» к \ н СафоноваР M

líJlHCJHUlO-na.ui И«ж Aóiy ».чшеааЛ А вед инл Ьик5пагоаР R ст н с 1 ¿Mito»M X вед ина i mus пни 8 4 и технолог Го пбев В (!) j ni веч н с i о rvóo» VI В к ч tí зав от1 KewiUus Р Р ст н с КчсьяновА А м чех шик Латыпов И \ инд Постельников А V к ч и et и с СафудноааР M к \ н лам ген дирек-гора ГсШнА I к ф м и ст и с Гоиапмиков А С ,к тн не Шаякберо» В Ф

HOÜECI1СЛ ¡ЛСЬДШИЯ 1 Скважинка чепновна нредварнтелнюго сброса воны jewi Шаякберов В Ф (One i iiepviietri 1вны\ технологий)

2 Грубопргаю ши обвяла us («»рения колота isa вкилокязкой нефш и ra п Докл Шаяк&роаВ Ф (Отаел перепек нншич Технологии!

1 О V ШАЛИ 8 soua № див информация пи гтрачеграч и чарлетсристикам сквлжинной уста новки пре.трте.1ыюго ебрсча воды (СквУП( В) гга к\ста сквадин Анноицм» доклада пртамекя (При юление V 1 i Ачдиторик представлен ирелнгщмончый материи ;11ри.ча«еш»е V 2)

1 >ЧЛ11ЯИЫ| - \ «S™ v обо ж.нuna» , Галшв \i X fan Seo В 0 Го iváee VI В Исчагитев Р Р Касьрнов А А П. пин А 1

S-Sfcíí л 1 РЬШШШ Í Принцип действия екшшшной четювки нредыртельнот сброса воды грани заииониыч ры >шом сепарации иртнагь работоспособным он является ник»гее простым в ирой вадпве и зкоимпиш» Опытно нрочыш ¡енная эксплуатация s течение греч лй СлеУПСВ наметроч 127 мч помчала, что при итнении ра^чп-дов лидкопи ст >0 до lOt) vij(c\i при гравитационно i режиме работы чегановка обеспечивает требуемое качилеа сброшенной вод»! Рисчети показывалг что при тменлии тигаира сква-чнны or 127 jo зООмч мроизводигенноси чегановки изменяется or 120 до 16:0 «'¡сп при гравитационном режиме ртботы Oiae гу пер спемивнмч течночоги? проъести дополнительные расчеты для определения об rat ти эффективною применения установки в «мнимости or расчодз газосодержания обишешюсти cboíctb исфш Силами течшлогов (отдел персткгнвныч технологий) и экономистов Инститч га провести TIP по сравнению с альтернативными вариантами иодобиыч установок Ретьтиы 1 JP представить iпршенкю новыч тсчиотогий 0\0 < НК <JJoc иефть(01мнюкО А ПашадиАА) Провести переговоры i ОАО «Удм\ртиефгь> о строшельсгве и опытно лромыштеиноП JkCuniínHtiH сквзАинной четановки нредв?ритедьногоcépoci воды с гртгщиоиныи рглимом чепарации гля куча скважин ПрораЗошь вариант сквалинной ¡.тлрациошюй установки для продукции с бо )ьши\1 гамвыч фактором примените и,но к ктовияч шстороАдений ООО '<1'Н Югансмгефта аз

2 К |> l l K.ni aiiiioiauHS ,10k.líl w В доыгше дана информация па трубопроводной обвялке дяа измерения количе спел высоковязкой иефш и нефтяною газа добывзечыч i« iwup Аннотация докд.1 да npn'iaiatrc» (При ю*енне A3) Ачитории был предп ib,ich презентаиионный материал (Пр.иолсиие Л"» t)

2 Участники обс\лдешш Ганоор M \ Гапбев В Ф Гоаубсв \4 В Исмагилов Р Р Касьянов \ Л Ла тылов И A Ic-iîhA 1

2 РЫНИОИ " ^ -i?- Принцип деипвиа тртоопроволной обвязки для измерения количества высоковязкой нефти и нефтяного raía прилить работоспоеобнуч он позволяет измерять дебит ыадой сквалииы и кчпа с погрешностью менее I % независимо от дебита Установка пригодна для измерения количества как обычной, так и высоковязкой

нефт и

Отделу гкрспемивныч течноюшй нрсчсьшиь обоснование преимуществ ис пользования трубопроводной обвязки по сравнению с паю 1ьзуемыми типами -Ji Рассмотреть возможность применения трубопроводной обвязки для измерения совместно с ¡ибкими мчфишн хчя ЭЦН пя шпимектчапьиыч скважин, что даст с\ щественнос преичущеово перед с%щес!в\юшими аналоыми по юбныч систем

Резчтиагы приставить зам нам управления ОАО «ПК «Роснефть» Hhkhluqbv 13 И с цепью добиться разрешения провести гюпномасплавные испытания

Разработать трубопроводную обвязкч ля измерения для О \0 «Красно дарнефт^. I аз»

Подютови1ь предюжения по ишерению расчодов скважинной продукции ня ( евсро-Комсомочыкого месторождения ООО «РИ Пурнефпгаз»___ _ ___

ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

«ИЖЕВСКИЙ НЕФТЯНОЙ НАУЧНЫЙ ЦЕНТР*

«ими»;

ПРОТОКОЛ

I технического сове(а

08 11 2011 г г Ижевск

11редселательств%'ющнй* А В. Берлин

, Секретарь1 Р Р Нургаянов

Учасшики: От ЧАО «ИННЦ»:

• В И. Праведников - заместитель директора по ПИР -; диреыор Д11ИР

: Л Л, Гавриков - и.о. директора департамент геология ' и разработки

Л Л. Кардапольцева - главный специалист отдела ана-; диза спаем инфраструктуры

I Л.С Вавилов - главный специалист по технологии нод-1 го ювки нефти М Г Никифоров - главный специалист по .АСУ У11 М Н. Сишщьш - руководитель группы отдела мошпо-! ринга разработки

! Я.В. Сапожников - инженер I категории отдела анализа

] систем инфраструктуры

От ОАО «Удмургнефть»: | Л В. Матушкин - главный специалист НТО

; О г ООО «РН-УфаНИ ПИнсфть»:

__ВФ 1Паяшсров___П1авный научный сотрудник

Повестка дня теелании 11рс5с!ггация разработанных в ООО «Р11-УфаПИ1 Шнефть» юхтию; ий и > технических средств, предназначенных для совершена вования добычи и сбора нефти и 1 аза на месторождениях поздней стадии разработки

___Обсуждасмы_е вопросы____

; Вопрос 1. Скважииныс установки сброса воды В.ФЛИаякбсров , раннего предварительного сброса и [ утилизации воды на кустах скважин__

Вопрос 2. Трубная измерительная установка для В.Ф. Шаякберов замера количества добываемой нефш и нефтяного газа___

(Вопрос 3. Трубные водоотделители для В Ф Шаякберов I осуществления путевого сброса воды.____________

! Вопрос 4 Муфга гибкая для УЭ1Щ для скважин ВФ Шаякберов | со сверхнормативной кривизной ствола __ ___________

В презентации были неполмовапы^материалы ¡и диссертационной района Шаякберова В.Ф. ira тему Теоретическое обоснование и создание технологий и технических средств для совершенствования добычи и сбора нефти и газа на месторождениях поздней стадии разработки» на соискание ученой степени доктора технических наук но специальностям 25.00 17 «Разработка и зксш:\ г шшя нефтяных и ¡&40вых месторождении» и 05,02 П «Машины, атреииы и процессы ( i ; сф s с I а зова*, о s рдел ь) »

Но итогам гаседамия решили;

1. При проектировании шчроа лля сброса! воды на Метцеряковеком месторож-1 дении «У чмуртнефтью д;ш проведения ¡ ic\no,ioiпчееких расчетов и разработки конефу кшрекои лок> мен мцпн исно- , льзовагь опьп специалистов ООО «РН-

___УфаНИПИнсфтт.»_______________!

2 Подготовить предложения для ОАО \ «Уд.муртнсфгь» по разработке техиоло-1 гни скважпijjKjrojTOgocí^во.хь! ____'

3. Разработать технические фебовання и техническое задание на трубные: измерительные установки (ешшюнар-ные для одиночной скважины и куста скважин, а также уюбнлышй вариант) для их применения на скважинах ОАО «Удмуршсфль» с нельга осуществления достоверного поскважишшго контроля и учета добычи лля организации рационально! о недропользования.

4. Представить разрешение на применение, сертификат соответствия, методику поверки и сертификат об утверждении типа СИ на трубную измерительную установку для замера количества

^добываемой нефти и нефтяного газа _

5 Подобрать и обосновать участки для строите тьства в ОАО «V тмур¡нефть» путевых водоотделп гелей. 6. ГГодтювшь предложения но приме-• > неишо путевых водоотделителей н ОАО «Удмурт нефт ъ»_________

О i не ici венный

В П. 1 [оаведников

Срок

7 Принять к сведению, что в планах paooi ОАО «Удмуртнеф гь» на 2012 г.

заложена подконтрольная эксплуатация

В.Ф Шаякберов

В Ф. Шаякберов

ЗЛО 11ШЩ"

ВФ Шаякберов

Решение совещания

сто. 2

*> MS I (Н-чЦ

irnMijji тмзни .г«

I í,t-»iVU'Hí-HHv ЛИ ч. li.icoco'," 1 с ík -

лритп-t i тхчдп i нефти i'^a с iu I ЗШ" Vrkv HN ta. U ,} I hiliCH н

I _ •i! lklv*l4L- -

HpLJCc'jv ii4b, t'UJÍX-s i>') F 1 !»

Гекрепрь

ЯЯ L> Ibi

1 iki ¡i U l t. О 1 Ml- ¡1 t-

t M

11-K I I -\1 I

Протокол М? НТС-ТИ-54-11

Преде едатея ьству кнци й:

С.-.г-р.-гар.-:

Участники:

Приглашенные:

ТОО .■Сйиг'МНИП^^-^Ь»)

ЗаседаниеНТС 12.12.2011 г.

г. Самара

Тш-зше« '3 0 - к.ти, начллЬ'<<»к а шиоб( \ технологии и инжиниринга дооычи

Кирьянова ЕВ - к х н . ученый секретарь

Кулеол>н СП - дхн (чаьи ¡и нец/^яип отдела внедрения новых теснило и и и ин<кинт < миг < д< *>ь<чи

Алек сан древ М глг.^н и ст^ла ли<~1 с грела внедрения, новых технологии л ипжичирт-нт д добыли

Кравец МЗ - главна л у, ициал/сг отдута внедрения новых технологии и инжиниринга добычи;

Нечаев АС - ведущии инженер отдела внедрения новых технологий и инжиниринга добычи,

Ардалин А.А: -инженер-отдела внедрения новых технологий и инжиниринга добычи:

Инчаков Ю..Л. - главный менеджер по газовой программе направление ПИР

Макушии В.И. - ГИП направления ПИР;

Ясиненко Е.В. - к,х.н.. инженер 1-^й категории технологического отдела

Сагирова А.Р. - инженер 1-й категории технологического отдела; Сабитов И.А. - инженер 2-й категории технологического отдела; Кельгин И.А. - инженер 2-й технологического отдела;

Шаякберов В.Ф. - к.т.н., главный научный сотрудник ООО «РН -УфаНИПИнефть»

Обсуждаемые вопросы:

Научный доклад на тему «Теоретическое обоснование и создание, технологий и технических | средств, для совершенствования добычи и сбора нефти и газа-на месторождениях поздней | стадии разработки». Представленный' в докладе материал обобщен в виде диссертации на ! соискание ученой степени доктора, технических наук по специальности 25 00 17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений и 05.02.13 - Машины, агрегаты -,и процессы (нефтегазовая отрасль)

|Было заслушано выступление- к.т.н., ..главного научного «сотрудника ООО «РН - | I УфаНИПИнефть» Шаякберова В.Ф.

8 докладе рассматривались-следующие проблемы: _ >•

1. Совместимость существующих технологий и технических средств систем добычи нефти и газа на месторонедениях поздней стадии разработки ' ;

2. Математическое моделирование тепломассообмена газожидкостных потоков в каналах скважинного оборудования и массообмена при кустовом скважинном сбросе воды и в наклонных колоннах. , " , >•' , ''•"-, ''

3. Перспективы применения гибких конструкций для соединения секций корпусов и ротора в скважинах с предельными углами наклона и интенсивностью искривления ствола

6*|Текнические .средства длясовейшещаования добщиуДЬброса нефтебаза на

4 Организация гибких локальных систей^оддержаниапластовогоДавленич .5* Диа^ровадие ««Уби^о^о^^^^^

ТАУшШАЛилагпрпгтяя.ппв гчтвЛииаылтапизниа лппыии ыгЬпплла МАтти«и<га?

месторождениях псздне^стаДии разработки;

(Щ

п

Ли

Ответствен ный

[ Срок исполнения

По итогам совещания решили. _|

Технологии и оборудование разработанные в ООО «РН - УфаНИПИнефть» при непосредственном участии Шаякберова ВФ являются перспективными в области добычи и сбора нефти и газа на месторождениях поздней стадии разработки Оригинальность технологий и оборудования а также участие в их разработке Шаякберова В Ф подтверждено авторскими свидетельствами патентами РФ на изобретение и полезную модель (кол 44}

1 Рассмотреть возможность применения технологий и технических средств, представленных в докладе на объектах ОАО «Самаранефтегаз» Шаякберов В Ф ООО «СамараНИПИнефть» 01 02 2012

После положительного заключения по п 1 |

2 Подобрать объекты для проведения испытаний выбранных технологий и технических средств ООО «СамараНИПИнефть» I 30 02 2012 |

Председатель Секретарь

X

V- / ТУ.машев Э О /

'/Г

I Кирьянова ЕВ/

Г|Ч1 КС Н С П'.»8 П п,!-" 1

Про I ОКО.) iiin

tïpt'iu'jme и» Он^щи.: Учла пики.

4 Ï ¡J nj

i 1ЧСС1И ! СЛ». ï-eÎR'fW IKii II i) lüptKtdpi 40 |Ш1Ш i (Oft ирли H.'í Kl R i

~ ' li A Htuuii: IH tt » ><lll') ,

Гпвещання üö приеисшин í» P H-> фл II11П И н.ф е ь> но 1м,1лй1шС1и cei i а репной ной упдипки, груБнои тмсртгльмиа установке, ruft ко ît us фмирном мъф! м î.m У ">ЦН

Ю.0о.:0!»91, I Ï Í ""WH,

____________________Lkï^Îi.

Шашс п. В, 4« t_v tx 1Л1С

pi 41 HKOnfOSnM, KT3.1

lb I<3HCP8UM«(U> Л'!)!|."к IO(V >0

Ц-îpi кя1< И В i1 i и • ал ¡май «"¿н-ичч t .та ' Г" ■ Tis«_

; si «склера НПпкЗ-1 ,( ннгепегго-'I'JJJÄSCHII' iia-jx iit-MiiKiioro IIAWÜ»

fli.i|inu С M. - liöpiswii íaMeciiHOíif, 1 еморл п iwiu IHpCSilOpji ¡."JIM 1Й HiU ,NCp

M.H 1 et!ниiciitt Д.Д psi |ч1 11 ihHHM \ ehe шлем i iитого чьтрсмоптехнического vnfam„]rju t .rtLiiH В A iidH^ibii»'!, <>i ic ы Villip ц ПМ To i jmoh А Г Г ирным сгеикаппгт ОГМФ \'Д[ if

Кагзрмшюо И.И - IIJ4J.II. IHÍ LL»rmp.i - Tir li'tH*-tr.HU&l VCHf !1*ЧЬЙЧ|Ч ïf -I iuí\ ЧТИ«« V llIXSUPfHH« tili plÄClTt, С

ÏWÎVuiuuum

KäipMilttvü il.il. i МШЪ» VfïSS)>rts,ft!l I DO ИСО

ic i. nerco'ia«»«

Koî.11»« (. .Л Id alliMI. (j, itl.s л 1ЧЛ. IrtU

ШПШКМОН К л ~ ta' ыьч;д i>rje м У CHI

I Oí ООО РН-Ь>|нН1:[Л1 icpTtw «

Исшпмсв IM'

1 ий

JI л i шоп И V lîl.ipiimiH I' Ф jk Wit I feH lïf'WIJkl ' 1.|!К'\ 1И НЖ i' Ф

Ш.1чк5гр-.ш В.Ф

im Ol U ОМ Гк1ЧГСКТИ»11Ы\ TCVJO-O-

1 m и ЕЙ MI. \hmi»W

Рм J ¡f JH Iv ipvillb' IÍLf>ILk ЯИЮИ

I iít

¡V Л mai? iituon-; Ы1 wiiq,

________________P^tv'iiiipe Ы_

jl i^fem i n i ОГЮ l'l i '' i| iHlílll'ii ¡i i "^JUJxUl'í"'Ur jLfKt- ч .'я с. ah паке. --туэдЫ) ¡ »чер«

По » roi a ц шее.ч;щ|щ ai метили и реш mi.ч и :

Has с/шлатнл» УИСв;

Ol «CiiTtHfilifUH

JC|N0K_

! i:''»rr, i mî.i.iî ts'1ilS¿Líiil2il.U3£Siuj'

* !a-4í!HEíf- *'í i-? ïk. , sioTsucTf,, {a.ioH'if'

СМКПЧ' 01W!,1HCHH!B¿ î'i fi ,1П í L!4 ПидСл'ГМ VUt llilIHHMi. JífOIH* t'rtSIC ЫГГЕЬП S y >AO -.el M-;

i FÍ!IC'„":H!. orxm;- "пл.»лчлуга с!,йсис>с; , ек ...Глнкноп V Ik lî

O.U'H-î ■>.<<JHlj«»'!.t,( HSÎ ~K|l¡|íi'Kl >4 H îvUpf!«,-« СКЫ Klir-11114 Sj, í< ¡ir ; pu fei HIB'-- с lift 4 CîN з i iAf • .<«. i

чар jns])k*í,íí^

I ifvib ймшчлкне peii>>.НН.Ч г.« ко нрлц..> i.»'»*-

ciisa IÍ 'ячества сбрасываемой вп-ш.

....... ...-í-----------

//■ > ¿meft ut. карательной и'пшн/ь,»?:

í. V rc'i-иь m г i одическую точность лпредезення c-SrvJ-

IÍCHI fi i,'

(< Pftiuv.cnjHMi, uwmsíoíihviií. примотсния мэссоудрз змест-

_____¿s~'»* >.' i» vpc.PHS srnji.'ix'ra

T ri.j.is ¡<>m г., >\ш с j'-íaí'.. дда et pi мфикщм iï. j ;iaiionai

fin; nimmt мерпнрнай муфте для У ЭНН:

¡í Гл'О- '3 'tili; в О \0 "Сйм-фан«ч|)тега! ' -«-п|мим ,ги ирапи-лчгш nsfeoft -парвмрдай муф tw, f- TSR ж?-дн-Myiu ,у\[1йЧ(гек>ы joKyMeiitauiüP (ТУ, руювэдггвп

_____'жен г-д.то»>и. разрешение Рвеtesподзора! ___

Ч Нг\и m t!pcit«c! ш it'HHhtx ifpn-iершен 4 р> mjfj.t.ctïa к ¡ i кмиггехчем дгиу.члгашей, УДКГ нод^Срст» екваап'-ны - кавдила гы х» испытана«, падкой идаянр-до,! муфты м ьанршн i'-» к л-к-шра НИОКР « тпичзеггеалыгоЛ с,'бс?>лч-щ{хтк У гоанлелия гщхпектинкогв и.'йлпр^ы-

1ШЯ____________ _ ________

IU. РжеЕкинь «м ¡гримененнч ¡мбкич- uvipi д is он бршшич «.клаагая. Ht*a,vi. адюгоч-гиие tío а г wciiuöpj s-iioctii !|;л>меи0|шя с качанием члыгкр^чеи i rex soiñ-

Прс.чнижнли:

O.Uliу 1П инг^шук tUfSlHlÇR"

* Цйпгр.'лткяизпш гечйо;ка ÜAU «'МК Рчсь^фгь«. » liMt'sK,' ОАО «С а.м^рйнеф!егл5' иа 2010 t

* Ii росы Слегемы H^Hi.t?; Гсхи»л.«:1Й_

P.cmuj л I^I; KP

l'.LM-l. í< l'li I" I* \icti\4ií4 Ii I" lU.'.k« V in!« IM"

I lc мм и ив Г',Р

lír\tí-;i юн Г' P,

>H ozm s

; ; :ч <

иют.т г.

О i ,07.09 г

"И 07.09 Ï

t kîMSÏ IS.Wlî ]',P

HcSÎJTit'tOB P.Is

H»P; П1СЧ< \ ¡i

i !i/Mji P.P

in,Û8,λt,

-0.07,0^ r.

"Ot'S.W r

01ÇRW i.

IlasuTWiHK V up sit. »®i)i дпбърш tic(|nii it ram

/ ,- A.U- 11 apt HK-ij

НЛчаДЬНйКгУорз»,ÎIËpiîtth-iâmHûni / '

11 .»t-HiwK.imtn

Шчклмп'к не i«' i.» Vf]ПС н ГТ\1

I i > ЧИ ! Ш'Ь. |И К «1 "i Ш1Г H ,14 I, mit« lit It Ш КНЧ1Ч J чл

("«.тчиии-иын ък-ле;гл.ц> i ела raaftiioní ч<

I Г\МИ Ч<С <. НЧ>1 ü % upjHJICHHir

НЯЧ i Ы>НЯК (,№14|ы HilOK'P «

>! H II I 1ÇK*! > 4 fS.äliJIH'OW'irfrtiHJUH V i'p »пики ш-ргшт iimn <) «i (,wH|iusainisi

В L. \ii.in-,t¡iíi 15. \ i .tisiin

Î*iC \ [HlMiiMMifiiK t \ K"i» i.iiiii

il A ÎV]J.C leîfiwKuto

H H ! l'.pi.k'i R

Приложение 6 - Внедрение скважин для сброса воды и трубных измерительных установок

УГШ'ХДАЧ! 1 Геджар ног-.-, «тгмсшро ¡Инефтьл

Лнбуяатов Р Р

2012 г

\:1 + л

V Л1П' I ЛЮ Кршй «ауА«не ,1 сн.рлшю!о диретггрН^ I < или |({ илжсаер С ича^'яаЬ гспи С ф; нт-н С И /_ 2012 1

СКиЛЖИННАН СЕПАРАЦИО!ШЛЯ УС1АНОИКА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ

П-ХНЕ-ГЧЕС КОЬ ЗАДАНИЕ

0)1 ЛЛ1 ШАЛЮ Зам Гснсрыыл 1«директора

ПО кнаннирнч* добичн (Х'К^Р^Уф-« НИН Ифтъ»

-- ! «там Л Г «_ _ 2012 к

Ш! ДА1 ОВАШ ГлздныЛ мвяазшх

1,0] ЛАГиВЛЗЮ ГяаЕи'ы» н^мгп» й сотрудник Ш^РН-УфиНШ 1Цт-ф, ы, Шаяайсеоа 8 Ф )__________* 20121

СОГЛАСОВАН^

1ам П1 в» 01 о и на сне рп ш» ынн.т . р^ кшлшпш

'■р>ипы \ ьрдалмад пртекглми

' ^ коь.ов! Л Г 20121

СОГЛ \~OtS чзю

Ш'МЛЬнкк уорачлешш «еранжтя щ и ^ Ч.МШфОЫШ«

ОА5амараисфшхь» _ Дшнхмии В Е

2012 1

С :

Г

СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель генерального директор^; Лам<£р'(псль i спирального директора но прои тодству - главный инженер f: ¿»V нс>«р||Зй^и|^||1Йшзподства ООО «Р11-Юганскнсф i era з» £3'ански^фrerai»

__и/ц__/ Акимов О.В. 11Д / С.П. Большаков

«П »___05_2012 г. \\ __2012 k

Г К X Н И Ч Е СШ£ SHfc.<H И Е на выполнение просктно-смсшой документации по обьекгу «Скважшшая > ПО? на Мамонговском месторождении»

Наименование разделов Содержание раздела

1. Наименование проекта обустройства 1. Скважинная УПСВ на Мамонтовском месторождении. 2. Стадийное |ь проектирования - ¡ехнико-окономические расчеты (*1 ЭР), проект (П), рабочая документация (РД).

2. Основание для проектирования Протокол совещания по вопросу рассмотрения ^Проект реализации потенциальных ГТМ Мамоитовскою, У-Бапыкскою и Ю-Сургутского месторождений с учётом ошимизации иифрасфукгуры» ог 15 07 2011г Произволе I венная программа ООО «РН-Юганскнефтегаз» на 201 Зг.

3. География расположении объек! а ¡Тюменская область. Ханты-Мансийский автономный 1 округ - K)ipa. Нсфгеюганский район, Мамонтовское , месторождение

4. Описание объекта: ! Скважин пая У ПС В предназначена для организации

раннего сброса пластовой (под 1 сварной) воды непосредственно на кустовой площадке. Целью реализации проекта является: I I - оптимизации работы синем сбора продукции

I I скважин, подготовки нефти и ГЩД

1 •• повышение эффективности -жендуатции

' месторождений па поздней стадии разрабо[КИ е ! высокой степенью обводненности и перебуженных, объекюн инфраструктуры.

- снижение обьемов перекачки жидкое т (сокращение ' затрах на зтектро'шерпно)

- сокращение капитальных вложений на расширение 1 и реконструкцию существующих фубоироводов ' нефтесбора и системы ППД. площадочных обьектов

_________ (ДИС.УПСВ).___________

4.1. Состав проектируемо! о объекта I 1 Перед выполнением ТЭР, потенциальные

скважины-кандидаты под СУПСВ подобран | , совместно с заиыересоваиньтми службами Заказчика.

| 2. Выполнить технико-экономические расчепд ! по вариант* размещения, сбору подтоварной воды и , типу СУПСВ

2 1 По каждому вариашу оиреде шть объемы ; капшадьных вложений на дополнительные ____ _____ сооружения инженерных сисюм _(с _ учетом

»>

И.о. гс ера

ООО • фть»

Д.В.Журавлев '_2010 г.

« //$/ / а?

и

Протокол №12а-11 /

технического совещания по внедрению скважины-УПСВ на Тарханско.м месторождении ООО «Бугурусланиефть» \

10.08.2010 г.

г. Б>т уруслаи

Присутствовали:

От ООО «Бугурусланиефть»:

Д.В.Журавлев - И.о. главного инженера.