issn 2072-7232 Инженер-нефтяник

Инженер-нефтяник№4’2018 н а у ч н о - т е х н и ч е с к и й ж у р н а л

ISSN 2072-7232

Интегрированный буровой сервис

Технология очистки пластовых вод от эмульгированных нефтепродуктов

Тампонажные материалы для нагнетательных термогазовых скважин

Устойчивость буровых растворов в сероводородосодержащих средах

Исследование дестабилизации аргиллитов в буровом растворе

Технология изоляции зон поглощения в боковых стволах

Вселенная, как она есть

Адрес компании:127422, Москва,Дмитровский проезд, 10тел.: +7 (495) 543 9116факс: +7 (495) 543 9612e-mail: [email protected]сайт в Интернете:www.ids-corp.ru

Группа компаний ай Ди Эс (IDS Group) – ведущая российская нефтесервисная группа, оснащенная современным

оборудованием и оказывающая комплексные услуги компаниям нефтедобывающего сектора:

• Бурение наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов с использованием собственных мобильных буровых установок и оборудования

• углубление скважин с целью разведки нижележащих горизонтов с отбором керна собственным оборудованием

• Бурение разведочных скважин глубиной до 3000 метров с использованием собственных мобильных буровых установок и оборудования

• инженерно-телеметрическое сопровождение:

- наклонно-направленного и горизонтального бурения собственными телесистемами с гидравлическим каналом связи

- вырезки «окна», отработки долот, винтовых забойных двигателей, гидравлических ударных механизмов, гидравлических расширителей ствола

- собственных буровых растворов для промывки скважин

- отбора керна собственным оборудованием

- оснастки обсадных колонн при креплении боковых стволов

- инструмента для заканчивания боковых стволов

сотрудничество с IDS Group - это возможность получения полного комплекса современного скважинного сервиса под ключ

Инженер-нефтяник №4 2018 г.научно-технический журнал выхоДит 4 раза в ГоД изДается с 2007 ГоДа

СОДЕРЖ АНИЕ Contents

Сравнительная оценка ферментативной устойчивости полимерных буровых растворов, в том числе в сероводородосодержащих средах. Быков И.Ю., Каменских С.В., Уляшева Н.М.

5

Подбор реагентов-эмульгаторов для приготовления инвертно-эмульсионных растворов для глушения скважин. Исламов Ш.Р., Бондаренко А.В., Мардашов Д.В.

10

Comparative assessment of enzymatic stability of polymeric drilling muds, including those in hydrogen sulfide-containing environments,

Bykov I.YU., Kamenskih S.V., Ulyasheva N.M.

selection of emulsifier reagents to prepare invert-emulsion solutions for wells killing.

Islamov SH.R., Bondarenko A.V., Mardashov D.V.

Моделирование процесса дестабилизации аргиллитов в среде исследуемой промывочной жидкости: обоснование элементов и оценка состоятельности модели. Ульянова З.В., Кулышев Ю.А., Крысин Н.И.

16

Modeling of argillites destabilization process in the environment of the studied washing

liquid: the rationale for the elements and the assessment of the model consistency.

Ul'yanova Z.V., Kulyshev YU.A., Krysin N.I.

Утяжелённый тампонажный раствор, способствующий формированию термостабильного цементного камня. Овчинников В.П., Овчинников П.В., Мелехов А.В.

22Weighted cement slurry, promoting the formation of heat-stable cement stone.

Ovchinnikov V.P., Ovchinnikov P.V., Melekhov A.V.

Тампонажные материалы для крепления нагнетательных скважин под термогазовое воздействие на Средне-Назымском месторождении. Якунин С.А.

27

Backfill materials for cementing of injection wells to be subjected to thermal-gas treatment in sredne-nazymsky field.

YAkunin S.A.

Развитие техники и технологии восстановления герметичности эксплуатационных колонн и изоляции зон осложнений в боковых стволах профильными перекрывателями. Мухаметшин А.А., Насыров А.Л., Мухтаров И.Ф., Гараев Н.А.

the development of engineering and technology to restore the integrity of production casing

strings and isolation of complications zones in sidetracks by profile packers.

Muhametshin A.A., Nasyrov A.L., Muhtarov I.F., Garaev N.A.

34

40

Двухвходовые системы контроля как оптимальное средство измерения динамических приращений параметров бурения. Перминов Б.А., Перминов В.Б., Ягубов З.Х., Ягубов Э.З.

Теоретические аспекты методов борьбы с самопроизвольным искривлением горизонтальной скважины. Гусман А.М., Барский И.Л., Сергеев И.С.

two-input control systems as an optimal means of measuring dynamic increments of drilling parameters.

Perminov B.A., Perminov V.B., YAgubov Z.H., YAgubov EH.Z.

48theoretical aspects of the methods that control

spontaneous deviation of a horizontal well. Gusman A.M., Barskij I.L., Sergeev I.S.

Экспериментальное исследование процесса естественного искривления вертикальной скважины. Ганджумян Р.А.

50experimental study of a

vertical well natural deviation. Gandzhumyan R.A.

Кассетный магнитный сепаратор НМС-2 для доочистки пластовых вод от эмульгированных нефтепродуктов. Быков И.Ю., Лютоев А.А., Смирнов Ю.Г., Семин В.И.

53

“NMS-2” cassette magnetic separator for formation water post-treatment

from emulsified petroleum products. Bykov I.YU., Lyutoev A.A., Smirnov YU.G., Semin V.I..

Вселенная, как она есть. Иванников В.И. the Universe as It is. Ivannikov V.I.

Оптимизация нагнетательного фонда скважин месторождения на поздней стадии разработки по результатам анализа трассерных исследований (на примере месторождения Дыш). Савенок О.В., Даценко Е.Н., Орлова И.О., Авакимян Н.Н., Лукьяненко П.В.

59

optimization of injection wells stock at the late stage of a field development

based on the results of the tracer studies analysis (by the example of Dysh field).

Savenok O.V., Dacenko E.N., Orlova I.O., Avakimyan N.N., Luk'yanenko P.V.

Расчёт геометрического размера пламени пожара на газопроводе для сценариев группы С2 – струевые пламёна. Быков А.И.

66Calculation of the geometric size of the fire flame

at a gas pipeline for the scenarios of С2 group – jet flames. Bykov A.I.

68

Памяти Ивана Николаевича Андронова In memory of Ivan nikolayevich Andronov83

4 Научно-технический журнал Инженер-нефтяник #4’2018

Журнал «Инженер-нефтяник» по решению Высшей аттестационной комиссии Минобрнауки РФ включён в Перечень рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание учёной степени кандидата наук, на соискание учёной степени доктора наук по отрасли 25.00.00 «Науки о земле» (№1013 редакция от 09.08.2018).

Журнал включен в Российский индекс научного цитирования (РИНЦ).

Учредитель научно-технического журнала «Инженер-нефтяник»: ООО «Ай Ди Эс Дриллинг»

Главный редактор: д.т.н. Повалихин Александр Степанович

Редакционный совет:

Литвиненко Владимир Стефанович – д.т.н., профессор, ректор Национального минерально-сырьевого университета «Горный»Мартынов Виктор Георгиевич – д.э.н., профессор, ректор Российского Государственного университета нефти и газа им. И.М. ГубкинаКосьянов Вадим Александрович – д.т.н., профессор, ректор Российского Государственного геологоразведочного университета им. С.ОрджоникидзеКалинин Анатолий Георгиевич – д.т.н., профессор-консультант Российского государственного геологоразведочного университета им. С. ОрджоникидзеОганов Александр Сергеевич – д.т.н., профессор, зав. кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин Российского Государственного университета нефти и газа им И.М. Губкина Бастриков Сергей Николаевич – д.т.н., профессор, генеральный директор ОАО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»Кульчицкий Валерий Владимирович – д.т.н., зам. зав. кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин Российского Государственного университета нефти и газа им И.М. ГубкинаПотапов Александр Григорьевич – д.т.н., профессор, заместитель директора «Центр разработки, эксплуатации месторождений природных газов и бурения скважин» ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Редакционная коллегия:

Близнюков Владимир Юрьевич - д.т.н., профессорГноевых Александр Николаевич – д.т.н., советник генерального директора ООО «Газпром бурение»Быков Игорь Юрьевич – д.т.н., профессор кафедры машины и оборудование нефтяных и газовых скважин Ухтинского государственного технического университетаНескоромных Вячеслав Васильевич – д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Технологии и техники разведки месторождений полезных ископаемых» Института горного дела, геологии и геотехнологий Сибирского Федерального УниверситетаРогачёв Михаил Константинович – д.т.н., профессор, зав. кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Национального минерально-сырьевого университета «Горный»Соловьёв Николай Владимирович – д.т.н., профессор, зав. кафедрой современных технологий бурения скважин Российского государственного геологоразведочного университета им. С. ОрджоникидзеСавенок Ольга Вадимовна - профессор, д.т.н., профессор кафедры нефтегазового дела имени профессора Г.Т. Вартумяна Кубанского государственного технического университета

Руководитель группы вёрстки и дизайна Тюшагин Игорь ВалерьевичПеревод Бисярина Ольга Михайловна

Адрес редакции: 127422 Москва, Дмитровский проезд, 10Телефон редакции: (495) 543-91-16; Факс: (495) 543-96-12Адреса электронной почты: [email protected], [email protected]Адрес сайта в сети Интернет: www.ids-corp.ru

Свидетельство о регистрации средств массовой информации ПИ №ФС77-35382 от 17 февраля 2009 г.

Индекс журнала в каталоге Агентства «Роспечать» - 35836Индекс журнала в объединённом каталоге "Пресса России" - 91842Типография "ПринтФормула"Тираж 950 экз.

Журнал приглашает к сотрудничеству учёных и инженеров, рекламодателей, всех заинтересованных лиц.При перепечатке материала ссылка на издание обязательна.Редакция не несёт ответственности за достоверность информации, опубликованной в рекламных объявлениях.Материалы, отмеченные логотипами компаний, носят рекламно-информационный характер и публикуются на правах рекламы.

5Научно-технический журнал Инженер-нефтяник #4’2018

СРАВНИТЕльНАя ОцЕНкА фЕРМЕНТАТИВНОй УСТОйчИВОСТИ...

Бурение скважин в высокопроницаемых горных породах в условиях сероводородной агрессии способствует воз-никновению ряда осложнений и аварий (поглощения, дифференциальные прихваты, газонефтеводопроявления и др.), которые приводят к увеличению сроков и стои-мости строительства скважин [1-3].

Положение осложняется наличием природного се-роводорода, который является опасным и агрессивным газом [1-3]. Примерами подобных геологических условий являются Баяндыское, Южно-Баяндыское, Восточно-Ламбейшорское, Северо-Ипатское, им. А.А. Алабушина и др. месторождения, расположенные в пределах Дени-совской впадины Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП). Присутствие сероводорода приводит к коррозионному растрескиванию бурового инструмента, оборудования и цементного камня [1, 3]. Крайне агрессивен сероводород по отношению к буровым растворам [1, 2]. Сероводород поступает в буровой раствор в результате притока высокосернистого газа из разбуриваемых пластов и вызывает снижение его водородного показателя (рН) до 5-6 ед., в результате чего свойства раствора резко ухудшаются (происходит коагуляция раствора, деструкция реагентов и т.п.) [1, 2]. Буровой раствор может быть также подвержен влиянию биогенного (техногенного) сероводоро-да, который в равной степени способствует необратимому ухудшению свойств и параметров буровых растворов.

Известно что, основными реагентами, управляющи-ми реологическими свойствами и фильтратоотдачей современных буровых растворов (БР) являются вы-сокомолекулярные соединения (ВМС), характеризую-щиеся, как показано в [2], низкой ферментативной устойчивостью. В работе [4] это объясняется тем, что водные растворы ВМС подвержены спонтанному фор-мированию микробных ассоциаций определенного рода, способных мутировать в композиционных разнотипных ВМС с зарождением бактерий-деструкторов, разлагающих высокомолекулярную структуру исходных реагентов. Чем больше скорость размножения бактерий-деструкто-ров, тем меньше временной порог ферментативной устойчивости реагентов высокомолекулярного состава,

за пределами которого их технологические свойства разрушаются. Как правило, для снижения скорости деструкции используют бактерициды – вещества, по-давляющие жизнедеятельность бактерий-деструкторов [5]. Однако в условиях сероводородной агрессии эф-фективность подавления жизнедеятельности сульфат-ионов достигается в щелочной среде, количественно оцениваемой водородным показателем рН.

В работе [2] приведены результаты исследований ферментативной устойчивости некоторых типов вы-сокомолекулярных соединений, как отечественного (Гам-максан, Оснопак-Н, Оснопак-В, КМЦ), так и зарубежного (Duovis, PAC-R, PAC-LV, Dextrid) производства с добавками бактерицида (квасцы алюмокалиевые, Биоцидол, Petro Cide, Biocide-100) и без него при трёх температурных ре-жимах: 25 °С, 60 °С и 100 °С. Исследования проводились при первоначальном показателе рН, равном 9÷11 для отечественных и 12÷12,5 для зарубежных композиций ВМС. Регулирование показателя рН осуществлялось с помощью гидроксида натрия (NaOH) и оксида кальция (СаО). Всего было проведено более 50 экспериментов.

В результате исследований установлено.1. Ферментативная устойчивость композиций отечест-

венных ВМС (Гаммаксан + Оснопак Н + Оснопак В и Гаммаксан + КМЦ), обработанных гидроксидом натрия NaOH до рН = 9÷11 и отечественным бактерицидом «Биоцидол» при температуре 25 °С, составляет от 2 сут. до 6 сут., а при повышении температуры до 100 °С (усло-вия забоя) бактерицидная стойкость не превышает 1 сут. Кроме того реагент NaOH вызывает коррозию стали.

2. Более удачной оказалась композиция импортных ВМС (Duovis + PAC-R + PAC-LV + Dextrid). Ферментативная устойчивость этой композиции, обработанной оксидом кальция (СаО) до рН = 12÷12,5 при Т = 100 °С, составила 12 сут., что более чем на порядок лучше результатов, по-лученных при исследовании отечественных композиций. Кроме того, реагент СаО не вызывает коррозии стали.

В связи с этим, композиция (Duovis + PAC-R + PAC-LV + Dextrid) принята за исходную при разработке рецептуры бурового раствора для условий сероводородной агрессии.

Сравнительная оценка ферментативной устойчивости полимерных буровых растворов, в том числе в сероводородосодержащих среадх

И.Ю. Быков – доктор техн. наук, профессор; С.В. Каменских – канд. техн. наук, доцент;

Н.М. Уляшева - канд. техн. наук, профессор, зав. кафедрой

(Ухтинский государственный технический университет)

УДК 622.24



Таблица 1. Составы экспериментальных буровых растворов.

Раствор №1 Раствор №2 Раствор №3 Раствор №4 Раствор №5 Раствор №6

БентонитПолигликольDuovisPAC-RPAC-LVDextridCaO

БентонитПолигликольDuovisPAC-RPAC-LVDextridCaOKCl

БентонитПолигликольDuovisPAC-RPAC-LVDextridCaOМК-5

БентонитПолигликольDuovisPAC-RPAC-LVDextridCaOKClМК-5

БентонитDuovisPAC-RPAC-LVDextridCaOKCl

DuovisPAC-RPAC-LVDextridCaOМК-5

an b t c t pHa t b t c t pHa t b t c t t pH

+ + =+ + =+ + =

Σ Σ ΣΣ Σ Σ Σ

Σ Σ Σ Σ

2

2 3

2 3 4 2

Известно [1], что бактериальная стойкость бурового раствора в H2S-среде обеспечивается под-держанием высокой щелочности, показатель которой должен быть не менее рН ≥ 9,5 в условиях забой-ных температур.

Исследования температурной стойкости исходной композиции ВМС показали (рисунок 1), что при забойной температуре Т = 100 °С первоначальная щелочность компо-зиции с достоверностью R2 = 0,915 должна составлять не менее рН = 12.

Разработка рецептуры высоко-щелочного бурового раствора для бурения в условиях сероводородной агрессии проводилась путем до-полнительной обработки исходной полимерной композиции ВМС (Duovis + PAC-R + PAC-LV + Dextrid) струк-турообразователями (бен-тонит), химическими реа-гентами (полигликоль, KCl) и регулятором плот-ности (мука карбонат-ная МК-5). Высокая ще-лочность растворов под-держивалась оксидом кальция СаО.

Всего исследовалось 6 различных рецептур буровых растворов при температуре 100 °С (таб-лица 1) [2].

Составы эксперимен-тальных буровых раство-ров испытывались на бактериальную устойчивость во времени при температуре Т = 100 °С по изменению водородного показателя в пределах от рН = 12 до рН = 9,6 (нижний предел сероводородной сопротивляемости). Результаты экспериментов представлены на рисунке 2.

Графические зависимости, представленные на рисун-ке 2 а, б, имеют нелинейный характер. В связи с этим обработка полученных данных выполнялась методом математической статистики [6] с построением квадра-тичных нелинейных парных регрессий для каждого блока статистик, характеризующих растворы №1…№6.

Форма парной квадратичной регрессии имеет вид:

рН = a + bt + ct 2 (1)

Коэффициенты а, b и c определяются решением системы трех нормальных уравнений с тремя неизвестными:

(2)

Для решения системы (2) составляется табличное распределение параметра времени t, сут, и водородного показателя рН для первого блока статистик (раствор №1):

Составляется вспомогательная таблица для вычисления коэффициентов а, b, c:

Взятые из этой таблицы значения сумм, подставляются в нормальные уравнения (2):

Рис. 1. Влияние температуры на водородный показатель полимерной композиции с оксидом кальция (СаО).

t, сут 0 2 5 7 9 12

рН 12,5 11,9 11,6 11,3 11,2 10,6

n t pH t ∙ pH t 2 t 2 ∙ pH t 3 t 4

1 0 12,5 0 0 0 0 0

2 2 11,9 23,8 4 47,6 8 16

3 5 11,6 58,0 25 290,0 125 625

4 7 11,3 79,1 49 553,7 343 2401

5 9 11,2 100,8 81 907,2 729 6561

6 12 10,6 127,2 144 1526,4 1728 20736



Рис. 2. Изменение водородного показателя рН исследуемых ре-цептур буровых растворов во времени: а) буровые растворы № 1, 2, 3; б) буровые растворы № 4, 5, 6.

6 35 303 69 1

35 303 2933 388 9

303 2933 30339 3324

a b c0 b Aa b c

+ + =+ + =+ + =

,

,

,,9

┤ (3)

Система решается методом исключения переменных. Решением системы являются числа:

а = 0,002; b = −0,1673; c = 12,391. (4)

Подставив значения (4) в уравнение (1), получим ста-тистическую связь между водородным показателем рН и временем t устойчивого состояния рецептуры бурового раствора №1 при температуре Т = 100 °С:

pH = 0,002 t 2 − 0,1673 t + 12,391 (5)

Проверка на доверительность показала, что коэффици-ент детерминации уравнения (5) составляет R2 = 0,917, что указывает на тесную стохастическую связь полученного уравнения с экспериментальными данными.

Решение выражения (5) находится при рН = 9,6 (ниж-ний допустимый предел щелочности буровой системы):

0,002 t 2 − 0,1673 t + 2,791 = 0 (6)

Вычисляется дискриминант D уравне-ния (6):

D = (-0,1673)2 − 4 ∙ 0,002 ∙ 2,791 = 0,0057 (7)

При D > 0 уравнение имеет два дей-ствительных корня, которые вычисляются по формуле:

(8)

откуда:t1 = 23,01

t2 = 60,63 Принимается значение первого дей-

ствительного корня t1 = 23,01.Таким образом, время t1 рабочей фер-

ментативной устойчивости рецептуры бурового раствора №1 при температуре Т = 100 °С составляет:

t1 = 23,01 сут.

Аналогичным образом производится вычисление времени устойчивости для ре-цептур буровых промывочных растворов №2…№6. Результаты вычислений пред-ставлены в таблице 2.

Исходя из полученных результатов, мож-но констатировать, что рассматриваемые рецептуры буровых растворов на основе композиции зарубежных ВМС (Duovis + PAC-R + PAC-LV + Dextrid), имеют пример-но сопоставимый временной порог ра-бочей ферментативной устойчивости не-зависимо от добавок дополнительных реагентов регуляторов технологических параметров (бентонит, полигликоль,

хлористый калий, карбонатная мука). Наименее ма-териалоёмкой и, следовательно, более экономичной яв-ляется рецептура раствора №6, содержащая, помимо исходной композиции ВМС, лишь регулятор щелочно-сти СаО и регулятор плотности МК-5. Этот раствор и рекомендуется для практического использования.

Оценка влияния природного сероводорода на техно-логические свойства разработанной рецептуры бурового раствора осуществлялось в герметичной установке при температуре 25 °С. Концентрация сероводорода опре-делялась путём регулирования объёма соляной кислоты (HCl), добавляемой в колбу с сульфидом натрия (Na2S). Лабораторные исследования технологических параметров разработанного раствора проводилась в трех комбинациях:

- высокощелочной буровой раствор без добавления H2S;

- высокощелочной буровой раствор с добавлением H2S в концентрации 1%;

- высокощелочной буровой раствор с добавлением H2S в концентрации 6%.

Результаты исследования представлены в таблице 3.Как видно из таблицы 3, насыщение биополимерного

высокощелочного бурового раствора сероводородом в концентрации до 6% технические параметры практически не изменяет, что указывает на возможность использования его в условиях сероводородной агрессии.

a)

б)

t1 2

0 1673 0 0057

2 0 002,

, ,

,,=

±⋅



ЛИТЕРАТУРА

1. Бурение глубоких скважин в условиях сероводородной агрессии: обзорная информация. – Москва: ВНИИОЭНГ, 1981. – 60 с.

2. Каменских С.В. Сравнительная оценка степени влияния сероводорода на свойства полимерных химических реагентов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», – 2015. – №12. – с. 25-30.

3. Каменских С.В. Оценка влияния сероводорода на породоразрушающий и бурильный инструмент // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море:– М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», – 2017. – №3. – с. 21-27.

4. Назарько М.Д. Микробные сообщества бурово-го раствора и биоразлагаемость его химических компонентов / автореферат дис. …кандидата биологических наук: 03.00.16. – Краснодар: Ку-банский государственный университет, 1999. – 20 с.

5. Буглов Е.Н., Весенёва Е.Г. Бурение скважин в условиях сероводородной агрессии. – Иркутск: Вестник ИрГТУ, – 2013. – №12 (83). – с. 121-123.

6. Львовский Е.Н. Статистические методы построения эмпирических формул: Учебное пособие. – М.: Высшая школа, 1982. – 224 с.

REFERENCES

1. Burenie glubokih skvazhin v usloviyah serovodorodnoj agressii: obzornaya informaciya. – Moskva: VNIIOENG, 1981. – 60 p.

2. Kamenskih S.V. Sravnitel'naya ocenka stepeni vliyaniya serovodoroda na svojstva polimernyh himicheskih reagentov // Stroitel'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more – M.: PJSC «VNIIOENG», – 2015. – №12. – p. 25-30.

3. Kamenskih S.V. Ocenka vliyaniya serovodoroda na porodorazrushayushchij i buril'nyj instrument // Stroitel'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more:– M.: PJSC «VNIIOENG», – 2017. – №3. – p. 21-27.

4. Nazar'ko M.D. Mikrobnye soobshchestva burovogo rastvora i biorazlagaemost' ego himicheskih komponentov / avtoreferat dis. …kandidata biologicheskih nauk: 03.00.16. – Krasnodar: Kubanskij gosudarstvennyj universitet, 1999. – 20 p.

5. Buglov E.N., Vesenyova E.G. Burenie skvazhin v usloviyah serovodorodnoj agressii. – Irkutsk: Vestnik IrGTU, – 2013. – №12 (83). – p. 121-123.

6. L'vovskij E.N. Statisticheskie metody postroeniya ehmpiricheskih formul: Uchebnoe posobie. – M.: Vysshaya shkola, 1982. – 224 p.

Таким образом, разработан безглинистый высоко-щелочной буровой раствор, который является корро-зионно − и ферментативно стойким по отношению к H2S как природного, так и биогенного происхождения (заявка на изобретение №2016126737 от 13.07.2016). Низкая материалоемкость раствора и отсутствие бак-терицида делают его экономически и экологически при-влекательным по сравнению с другими промывочными жидкостями.

Таблица 2. Результаты вычислений времени t ра-бочей ферментативной устойчивости исследуемых рецептур буровых растворов при температуре 100 °С.

№ п/п

Исходное уравнение R2 t, сут.

1 pH = 0,002 t 2 − 0,1673 t + 12,391 0,917 23,0

2 pH = 8∙10-6 t 2 − 0,1045 t + 12,392 0,954 20,1

3 pH = −0,0043 t 2 − 0,0344 t + 12,419 0,964 21,9

4 pH = −0,1004 t + 12,174* 0,972 25,6

5 pH = −0,0013 t 2 − 0,0871 t + 12,422 0,976 23,9

6 pH = −0,0029 t 2 − 0,0332 t + 12,377 0,970 25,7

* Квадратичное уравнение не имеет действительных корней

Таблица 3. Изменение технологических пара-метров предложенного высокощелочного буро-вого раствора в зависимости от концентрации сероводорода.

Параметры

Значение параметров в зависимости от концентрации H2S

Без H2S

1% H2S

6% H2S

Плотность, кг/м3 1020 1015 1010

Условная вязкость, с 32 33 36

Фильтрация, см3/30 мин. 3 3,5 5

Толщина корки, мм 1 1,1 1,5

СНС1/10 , Па 4/6 4/6 4/5

ДНС, Па 2,44 2,45 2,49

ПВ, Па ∙ с 0,020 0,021 0,026

ЭВ, Па ∙ с 0,045 0,046 0,051

Показатель рН 11,74 11,72 11,61

Примечание. СНС – статическое напряжение сдвига; ДНС – динамическое напряжение сдвига; ПВ – пластическая вязкость; ЭВ – эффективная вязкость.


ПОДбОР РЕАгЕНТОВ-ЭМУльгАТОРОВ Для ПРИгОТОВлЕНИя...

Подбор реагентов-эмульгаторов для приготовления инвертно-эмульсионных растворов для глушения скважин

УДК 622.276.7

Ш.Р. Исламов – аспирант; А.В. Бондаренко – аспирант; Д.В. Мардашов – канд. техн. наук, доцент

(Санкт-Петербургский горный университет)

В процессе эксплуатации скважин, особенно на поздних стадиях разработки месторождений, все чаще приходится сталкиваться с проблемой ухудшения коллекторских свойств пород призабойной зоны пласта (ПЗП).

Слоистая и зональная неоднородность пластов, сложная структура фильтрационных каналов горных пород, наличие в них несмешивающихся жидкостей, низкие значения коэффициентов открытой пористости и абсолютной проницаемости пород являются также при-чинами ухудшения технологических показателей работы добывающих скважин.

Эффективность работы таких скважин будет опре-деляться, кроме всего прочего, условиями вскрытия нефтяных пластов и применяемых при ремонтах составов жидкостей глушения скважин (ЖГС).

В настоящее время производителями химических реагентов предлагается множество марок различных блокирующих составов для глушения скважин, среди ко-торых особое место занимают инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР) [1-3].

Как показывает практика, успешность использования подобных систем обусловлена тем, что внешней дисперси-онной средой в данном случае является углеводородная жидкость (нефть, дизельное топливо, конденсат и др.). При этом в качестве дисперсной фазы могут применяться различные по составу воды, растворы кислот, щелочей, полимеров и цементов, что позволяет использовать дан-ные системы в различных технологических операциях, обеспечивая сохранение, восстановление и улучшение фильтрационных свойств пород-коллекторов.

Получение агрегативно устойчивых эмульсий дости-гается путем введения в исходный состав достаточного количества эмульгатора, наиболее эффективного для данного сочетания компонентов. Необходимость пра-вильного подбора эмульгатора объясняется удорожанием технологии глушения скважин.

Таким образом, концентрация эмульгатора в конечном растворе должна быть минимальна. При этом важно, что-бы приготовленная эмульсия имела свойства, отвечающие заданным условиям проведения глушения добывающих скважин [4-5].

Выполнение данной задачи особенно актуально при раз-работке инвертно-эмульсионных растворов для глушения

нефтяных скважин одного из нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) России, характеризующегося сле-дующими условиями: трещинно-поровый карбонатный коллектор; открытый и протяженный горизонтальный участок ствола скважины в продуктивном пласте; про-ведение кислотных гидроразрывов пласта (КГРП) и мас-сированных солянокислотных обработок (МСКО). На дан-ном месторождении процесс глушения сопровождается большими объемами закачки блокирующих составов (до 50-100 м3 на 1 скважину), что приводит к удорожанию данной операции глушения скважин при подземном ре-монте скважин.

Целью работы являлось оптимизация операции глуше-ния скважин при подземном ремонте за счёт снижения стоимости блокирующего ИЭР и подбора наиболее эффективного реагента-эмульгатора. Эффективность реагента-эмульгатора определяется его способностью сни-жать межфазное натяжение на границе углеводородная фаза – водная фаза. В статье приводится комплексная ме-тодика физико-химических исследований эмульгаторов, которая позволяет на каждом из этапов обосновать и выбрать реагенты, показавшие наилучшие результаты и рекомендовать их для применения.

Подбор эмульгаторов производился согласно следующей методике.

1. Выбор группы эмульгаторов по результатам опре-деления межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор хлористого кальция».

2. Определение термо- и электростабильности эмуль-сий, приготовленных с использованием отобранных эмульгаторов.

3. Определение реологических свойств эмульсий, при-готовленных с использованием отобранных эмульгаторов.

1. Определение межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор хлористого кальция»

Определение зависимости межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор хло-ристого кальция» от концентрации и типа эмульгатора производилось с использованием тензиометра [6].

Управление прибором осуществлялось через програм-мный комплекс, который с помощью автоматической



видео регистрации позволяет определять форму и размер капли, и рассчитывать поверхностное натяжение.

Водный раствор хлористого кальция плотностью 1220 кг/м3 (значение плотности варьируется в зависи-мости от необходимой величины забойного давления и требуемой вязкости ИЭР) наливался в стандартную мерную кювету общим объемом 25 см3. В нефть НГКМ дозировался эмульгатор при следующих объемных концентрациях: 0,01; 0,025; 0,05; 0,1; 0,2; 0,5%. Под-готовленная смесь нефти и эмульгатора набиралась в шприц, который закреплялся в тензиометре так, чтобы кончик иглы (с закругленным концом) был виден на мо-ниторе компьютера. Затем игла помещалась в кювету с водным раствором хлористого кальция и производилось равномерное вытеснение исследуемой жидкости из шприца в кювету с образованием всплывающих капель. Весь процесс вытеснения записывался как видеофайл, который затем анализировался с помощью программного комплекса. В результате анализа для каждого образца жидкости (для каждой концентрации эмульгатора в нефти) рассчитывалось 6 значений межфазного натяжения, из которых удалялось максимальное и минимальное.

Из оставшихся 4-х значений рассчитывалось среднее арифметическое, по которому строился график зави-симости межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор хлористого кальция» от концентрации и типа эмульгатора (рис. 1).

Всего в исследованиях использовалось 18 эмульгато-ров различных марок и производителей (ЭМ-01 – ЭМ-18). Также для сравнения было определено значение меж-фазного натяжения на границе с нефтью без эмульгатора и нефтью с добавлением эмульгатора ЭМ-Н, который применяется в настоящее время при приготовлении ИЭР на НГКМ.

Согласно данным, приведенным на рисунке 1, можно выделить эмульгаторы (табл. 1), обеспечивающие более эффективное снижение межфазного натяжения на границе раздела фаз при меньших концентрациях в сравнении с другими типами эмульгаторов, что способствует созданию эмульсии с большей термостабильностью и агрегативной устойчивостью. Поскольку низкое межфазное натяжение на границе раздела фаз – одно из важнейших усло-вий получения стабильной эмульсии. Кроме того, по-верхностная активность эмульгаторов прямо влияет на

Рис. 1. Зависимость межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор хлористого кальция» от концентрации и типа эмульгатора.



сохранение фильтрационных свойств ПЗП и сокращение срока освоения и вывода скважин на режим эксплуатации после проведения их подземного ремонта.

2. Оценка термо- и электростабильности инвертно-эмульсионных растворов

Инвертно-эмульсионные растворы приготавливались с использованием товарной нефти НГКМ (20% об.), водного раствора хлористого кальция плотностью 1,220 г/см3 (78% об.) и 6-ти эмульгаторов (2% об.), рекомендованных в разделе 1. Выбранные концентрации ком-понентов объясняются следую-щим образом.

Указанное соотношение вод-ной и углеводородной фаз в эмульсии 80/20% об., как по-казывает практика, является оптимальным с точки зрения при-готовления более стабильной эмульсии. Концентрация эмуль-гатора в растворе (2% об.) по-добрана опытным путем лишь для проведения сравнительного анализа в рамках описанных ниже исследований.

Приготовленные растворы помещали в термостат с уста-новленной температурой 37 °С (пластовая температура) и вы-держивались в течение 7 суток. Через каждые 24 часа визуально оценивалось состояние эмуль-сионного раствора и коли-чество выделившейся водной фазы. Если величина слоя вы-делившейся водной фазы равна

нулю, то эмульсионный раствор считался стабильным. При высоких температурах допускается небольшое вы-деление углеводородного слоя (верхний темный слой), который легко удалялся простым встряхиванием или пе-ремешиванием состава.

Полученные результаты оценки термостабильности ИЭР представлены на рисунке 2. Все эмульсионные рас-творы являются стабильными при температуре 37 °С в течение 7 суток.

Электростабильность является важным показателем, характеризующим стойкость обратных эмульсий к де-струкции. Оценка электростабильности эмульсий осу-ществлялась с использованием измерителя электроста-бильности эмульсии. Данный прибор предназначен для определения напряжения «пробоя» постоянного тока обратных эмульсий, величина которого характеризует электрическую стабильность эмульсии.

Принцип действия прибора основан на измерении элек-трического сопротивления жидкости при прохождении через неё тока определенной величины. Результаты ис-следования электростабильности эмульсионных растворов представлены в таблице 2.

В результате исследований выявлено, что эмульсионные растворы, приготовленные с использованием шифру-емых эмульгаторов, обладают в основном большей электростабильностью в сравнении с ИЭР, стабилизиро-ванным эмульгатором ЭМ-Н. Максимальное значение на-пряжения пробоя наблюдается у ИЭР, приготовленных с использованием эмульгаторов ЭМ-04, ЭМ-07, ЭМ-10 и ЭМ-13.

3. Исследование реологических свойств инвертно-эмульсионных растворов

В рамках данных экспериментов готовились инвертно-эмульсионные растворы с эмульгаторами (ЭМ-02, ЭМ-04,

Таблица 1. Итоговые результаты межфазного на-тяжения на границе раздела фаз с добавлением наиболее эффективных 6-ти эмульгаторов в срав-нении с ЭМ-Н.

№ п/п

Шифр эмульгатора

Межфазное натяжение (мН/м) при концентрациях эмульгатора

0,05% об. 0,2% об.

1 ЭМ-Н 3,77 1,45

2 ЭМ-02 1,22 0,67

3 ЭМ-04 1,89 0,41

4 ЭМ-06 0,82 0,31

5 ЭМ-07 1,58 0,52

6 ЭМ-10 0,61 0,22

7 ЭМ-13 1,25 0,57

Рис. 2. Результаты исследования термостабильности ИЭР при 37 °С.


ЭМ-06, ЭМ-07, ЭМ-10, ЭМ-13 и ЭМ-Н), отобранными по результатам исследования межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор хлористого кальция» и термостабильности ИЭР. Для срав-нительного анализа эффективности выбрана одинаковая концентрация эмульгаторов (2% об.) в растворе.

Реологические исследования по определению эф-фективной вязкости и статического напряжения сдвига ИЭР проводились с использованием ротационного авто-матизированного вискозиметра согласно [7].

Методика проведения реологических исследований ИЭР состояла из следующих этапов:

1) построение исходной реологической кривой соста-вов (при 37 °С);

2) определение статического напряжения сдвига (СНС) (при 37 °С).

Построение реологической кривой осуществлялось в режиме контролируемой скорости сдвига (CR test – Controlled Rate). Суть метода ис-следований заключалась в получении зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига при постепенном уве-личении последнего параметра от 0 до 300 с-1 (кривая течения жидкости).

Для более информативного анализа полученных результатов «кривых тече-ний» ИЭР, приготовленных с исполь-зованием указанных эмульгаторов, построена зависимость эффективной вязкости (μэфф) от числа оборотов. Ре-зультаты исследований представлены на рисунке 3.

Порядок проведения измерения СНС ИЭР следующий:

• на вискозиметре устанавливается режим «постоянная скорость сдвига»;

• заливается исследуемая жидкость в цилиндр (45 мл);

• устанавливается число оборотов цилиндра 200 об/мин и состав пере-мешивается при заданной скорости в течение 10 с, затем прибор отключается;

• после 1 и 10 мин покоя ИЭР снимается максимальное показание прибора, предшествующее разрушению струк-туры состава, при скорости вращения цилиндра 3 об/мин.

Результаты исследований СНС исследуемых составов при пластовой температуре приведены в таблице 3.

Бóльшее значение эффективной вязкости свидетель-ствует о лучшей газоудерживающей способности состава, а также о снижении риска его проникновения состава в ПЗП. Это связано с тем, что с ростом эффективной вязкости наблюдается повышение структурной прочности эмульсии [8-9].

Результаты реологических исследований (рис. 3 и табл. 3) показали, что максимальной эффективной вяз-костью обладает ИЭР, приготовленный с использованием эмульгатора ЭМ-07. При 300 об/мин эффективная вязкость данного раствора выше μэфф ИЭР, приготовленного с использованием эмульгатора ЭМ-Н, на 22%. Бóльшим значением вязкости (на 11%), чем ИЭР, приготовленный с использованием ЭМ-Н, обладает также раствор, стабилизированный эмульгатором ЭМ-04. Эмульсии, приготовленные с использованием эмульгаторов ЭМ-02, ЭМ-06, ЭМ-10 и ЭМ-13, обладают наименьшими значениями эффективной вязкости (μэфф ниже относительно ИЭР, со-держащего ЭМ-Н, на 16, 7, 33 и 38%, соответственно).

Статическое напряжение сдвига является показателем прочности внутренней структуры жидкостей глушения, сформировавшейся за время покоя. Его величина определяется тем напряжением, которое необходимо превысить в жидкости, находящейся в статике, чтобы разрушить ее внутреннюю структуру и привести ее в движение. Чем выше величина статического напряжения сдвига жидкостей глушения – тем ниже вероятность поглощения состава в ПЗП особенно при глушении скважин, градиенты пластовых давлений которых зна-чительно ниже потенциальных возможностей ЖГС с точки зрения обеспечения требуемой репрессии на пласт. В случае нормальных или повышенных пластовых давлений большая величина СНС снижает вероятность газоводонефтепроявления [8-9].

В результате определения предельного статического напряжения сдвига (табл. 3) установлено, что


Таблица 2. Результаты исследования электроста-бильности ИЭР.

№ п/п

Шифр эмульгатора Напряжение пробоя, В

1 ЭМ-Н 40

2 ЭМ-02 50

3 ЭМ-04 70

4 ЭМ-06 40

5 ЭМ-07 70

6 ЭМ-10 70

7 ЭМ-13 80

Таблица 3. Результаты определения статического напряжения сдвига ИЭР при 37 °С.

№ п/п

Шифр эмульгатора

СНС (D = 3 об/мин) Изменение эффективной вязкости ИЭР

относительно вязкости ИЭР с ЭМ-Н, %

через 1 мин

через 10 мин

1 ЭМ-Н 22,7 30,7 0

2 ЭМ-02 18,4 27,3 -16

3 ЭМ-04 26,3 44,7 11

4 ЭМ-06 29,8 40,4 -7

5 ЭМ-07 29,3 29,6 22

6 ЭМ-10 14,1 25,8 -33

7 ЭМ-13 11,3 24,4 -38



Рис. 3. Зависимость эффективной вязкости ИЭР от числа оборотов.

наибольшей прочностью внутренней структуры обладают эмульсии, стабилизированные эмульгаторами ЭМ-04 и ЭМ-06. Эмульсионные растворы, приготовленные с использованием эмульгаторов ЭМ-02 и ЭМ-07, обладают сопоставимыми значениями СНС в сравнении с ИЭР, ста-билизированным эмульгатором ЭМ-Н.

Таким образом, комплексный анализ результатов физико-химических исследований эмульсионных раство-ров позволил выделить и рекомендовать для условий НГКМ следующие эмульгаторы: ЭМ-04, ЭМ-06 и ЭМ-07 (табл. 4).

ВыводыНа основании проведенных лабораторных физико-

химических исследований по подбору наиболее эф-фективного эмульгатора для приготовления инвертно-эмульсионных растворов, предназначенных для глушения нефтяных скважин в условиях НГКМ, выявлено следующее.

1. Эмульгаторы ЭМ-02, ЭМ-04, ЭМ-06, ЭМ-07, ЭМ-10 и ЭМ-13 в большей степени снижают межфазное натяжение на

границе «нефть с эмульгатором – водный раствор хлористого кальция». Значения межфазного натяжения данных эмульгаторов меньше в сравнении с применяе-мым на НГКМ реагентом ЭМ-Н в среднем в 2-3 раза.

2. Инвертно-эмульсионные растворы, стабилизированные всеми вышеперечисленными эмульгаторами, термостабильны при 37 °С в течение 7 суток. Максимальное значение электро-стабильности наблюдается у ИЭР, приготовленных с исполь-зованием эмульгаторов ЭМ-04, ЭМ-07, ЭМ-10 и ЭМ-13.

3. В результате исследо-ваний реологических характе-ристик эмульсионных растворов установлено, что:

• при применении эмуль-гаторов ЭМ-07 и ЭМ-04 проис-ходит повышение эффективной

вязкости ИЭР, на 22 и 11%, соответственно. • наибольшим значением СНС обладают эмульсии,

стабилизированные эмульгаторами ЭМ-04 и ЭМ-06.4. В качестве альтернативы применению эмульгатора

ЭМ-Н при приготовлении ИЭР рекомендуются реагенты Ялан Э-2 (марка А), Эмитрит и CSE-1013. Эмульсионные растворы, приготовленные с использованием двух последних эмульгаторов, обладают сопоставимыми значениями реологических свойств, поэтому данные эмульгаторы также были рекомендованы авторами для применения в составе эмульсий.

Таким образом, использование заявленных реагентов-эмульгаторов в составе ИЭР, в сравнении с применяемым на НГКМ эмульгатором ЭМ-Н, позволит не только улучшить характеристики полученных в результате приготовления жидкостей глушения, но и, при прочих равных свойствах, уменьшить концентрацию эмульгатора в конечном рас-творе и, тем самым, снизить стоимость проведения опе-рации по глушению добывающих скважин.

Таблица 4. Марки эмульгаторов, рекомендуемых для применения в составе ИЭР.

№ п/п Шифр эмульгатора Наименование эмульгатора Наименование производителя

1 ЭМ-04 Ялан Э-2 марка А ООО «Синтез-ТНП»

2 ЭМ-06 Эмитрит АО «Полиэкс»

3 ЭМ-07 CSE-1013 ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»




1. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. – М.: Недра, 1991. – 224 с.

2. Петров Н.А., Соловьев А.Я., Султанов В.Г. и др. Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах. – М.: Химия, 2008. – 440 с.

3. Желонин П.В., Мухаметшин Д.М., Арчиков А.Б. и др. Обоснование алгоритма выбора технологий глушения скважин // Научно-технический вестник ПАО «НК «Роснефть». – М.: ОАО «НК «Роснефть», 2015. – №2. – с. 76-81.

4. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. – Краснодар: 2009. – 337 с.

5. Токунов В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 2004. – 711 с.

6. ГОСТ Р 50097-92 (ИСО 9101-87). Вещества поверхностно-активные. Определение межфазного натяжения. Метод объема капли. – М.: Издательство стандартов, 1992.

7. РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов». – Краснодар: НПО «Бурение», 2004.

8. Шишков С.Н., Заворотный В.Л., Шишков B.C. и др. Некоторые аспекты применения жидкостей глушения на основе эмульсий // Бурение и нефть. – М.: ООО «Бурнефть», 2009. – №6. – с. 25-28.

9. Демахин С.А., Меркулов А.П., Касьянов Д.Н. и др. Глушение скважин блок-пачками – эффективное средство сохранения фильтрационных свойств продуктивного пласта // Нефть и газ Евразии. – М.: Издательство «Евразия Пресс, Инк.», 2014. – №8-9, – с. 56-57.

REFERENCES

1. Orlov G.A., Kendis M.Sh., Glushchenko V.N. Primeneniye obratnykh emul'siy v neftedobyche. – M.: Nedra, 1991. – 224 p.

2. Petrov N.A., Solov'yev A.Ya., Sultanov V.G. i dr. Emul'sionnyye rastvory v neftegazovykh protsessakh. – M.: Khimiya, 2008. – 440 p.

3. Zhelonin P.V., Mukhametshin D.M., Archikov A.B. i dr. Obosnovaniye algoritma vybora tekhnologiy glusheniya skvazhin // Nauchno-tekhnicheskiy vestnik PJSC «NK «Rosneft'». – M.: PJSC «NK «Rosneft', 2015. – №2. – p. 76-81.

4. Ryabokon' S.A. Tekhnologicheskiye zhidkosti dlya zakanchivaniya i remonta skvazhin. – Krasnodar, 2009. – 337 p.

5. Tokunov V.I. Tekhnologicheskiye zhidkosti i sostavy dlya povysheniya produktivnosti neftyanykh i gazovykh skvazhin. – M.: Nedra, 2004. – 711 p.

6. GOST R 50097-92 (ISO 9101-87). Veshchestva poverkhnostno-aktivnyye. Opredeleniye mezhfaznogo natyazheniya. Metod ob"yema kapli. – M.: Izdatel'stvo standartov, 1992.

7. RD 39-00147001-773-2004 «Metodika kontrolya parametrov burovykh rastvorov». – Krasnodar: NPO «Bureniye», 2004.

8. Shishkov S.N., Zavorotnyy V.L., Shishkov V.S. i dr. Nekotoryye aspekty primeneniya zhidkostey glusheniya na osnove emul'siy // Bureniye i neft'. – M.: LLC «Burneft'», 2009. – №6. – p. 25-28.

9. Demakhin S.A., Merkulov A.P., Kas'yanov D.N. i dr. Glusheniye skvazhin blok-pachkami – effektivnoye sredstvo sokhraneniya fil'tratsionnykh svoystv produktivnogo plasta // Neft' i gaz Yevrazii. – M.: Izdatel'stvo «Yevraziya Press, Ink.», 2014. – №8-9, – p. 56-57.


МОДЕлИРОВАНИЕ ПРОцЕССА ДЕСТАбИлИзАцИИ АРгИллИТОВ В СРЕДЕ...

Моделирование процесса дестабилизации аргиллитов в среде исследуемой промывочной жидкости: обоснование элементов и оценка состоятельности модели

1 З.В. Ульянова – аспирант;2 Ю.А. Кулышев – генеральный директор;

1 Н.И. Крысин – доктор техн. наук, профессор

( 1 Пермский национальный исследовательский политехнический университет;2 ЗАО Научно-исследовательский центр «Энергоресурс»)

УДК 622.24

Многолетний опыт ведения буровых работ показывает, что вопросы сохранения устойчивости ствола скважины в интервале залегания глинистых отложений актуальны и по сей день. Большое число публикуемых в последнее время работ, посвященных этой проблематике, подтвер-ждает этот факт.

При этом основные предпосылки, обуславливающие неэффективность предлагаемых составов промывочных жидкостей, возникают уже на этапе их разработки и включают ошибки, связанные с:

- неверно выбранной стратегией обеспечения устой-чивости вскрываемых пород;

- ограниченными возможностями выбранных методик оценки влияния составов на стабильность глинистых по-род;

- неадекватностью выбранной модели горной породы для оценки её поведения в среде разрабатываемого со-става.

Особенно дорогостоящими с точки зрения возможных последствий являются ошибки, допускаемые при про-ектировании составов буровых растворов для вскрытия сланцевых и аргиллитоподобных глин.

К настоящему времени основные факторы, про-воцирующие дестабилизацию аргиллитов, достаточно хо-рошо изучены [1-6]. Исследователями [1, 7-9, 10-12] предложены обоснованные стратегии по сохранению устойчивости ствола скважины в интервалах осыпающихся глин.

Перечень применяемых лабораторных методик для прогнозирования влияния проектируемой промывочной жидкости на стабильность глинистых пород также доста-точно широк [13-16], и позволяет оценить различные аспекты влияния бурового раствора, соответствующие основным дестабилизирующим факторам.

Очевидно, что завершающим этапом работ по про-ектированию состава, предназначенного для повыше-ния стабильности вскрываемых аргиллитов должен

заключаться в проверке его действительных эксплуата-ционных свойств на образце целевой горной породы. И именно на этом этапе проектирования разработчики ис-пытывают больше всего затруднений, связанных с двумя основными проблемами.

Во-первых, оценить влияние проектируемого состава бурового раствора на аутентичную горную породу далеко не всегда возможно ввиду известной труднодоступности кернового материала, в связи с чем, исследователи вы-нуждены прибегать к его имитации.

Во-вторых, понимая, что влияние бурового раствора на стабильность аргиллитов является многофакторным, исследователь неизбежно сталкивается с вопросом: как проведя оценку отдельных аспектов влияния промывочной жидкости оценить их результирующую?

Поэтому, проблема выбора адекватной модели для оценки влияния промывочной жидкости на вскрываемые аргиллитоподобные глины при проектировании состава бурового раствора представляется наиболее острой и заслуживает должного внимания. При этом совместно должны рассматриваться как вопрос поиска модели самой горной породы, так и вопрос моделирования процесса её разупрочнения под действием основных де-стабилизирующих факторов.

При постановке задачи выбора подходящей модели необходимо руководствоваться следующими требованиями:

- модель должна быть как можно более адекватной, то есть учитывающей наиболее важные качества, связи и характеристики реальной системы;

- модель по возможности должна быть универсальной для расширения области её применимости;

- модель должна быть доступной, и позволять по-лучать удовлетворительные данные при низком уровне затрат.

При подборе наиболее подходящей модели также не-обходимо проработать вопрос на нескольких уровнях моделирования: структурном и функциональном.



Кроме того, при выборе модели необходимо ори-ентироваться и на необходимость обеспечения преем-ственности результатов исследований во времени и при межлабораторных испытаниях.

Обоснование оптимальной модели аргиллитоподобных глин

Имеющийся опыт и анализ литературных данных показал, что применяемые подходы к моделированию ар-гиллитов, представляющих собой ненабухающие, теряющие устойчивость при увлажнении гидратационно-активные глины, включают использование либо высушенного и измельченного шлама целевой породы либо чистой гли-ны, из которых методом прессования изготавливается образец, имитирующий целик горной породы.

Некорректность такого подхода по очевидным при-чинам ранее уже подчеркивалась [12]. Однако вопрос о возможности его адаптирования для прогнозирования влияния буровых растворов на стабильность ствола сква-жины до сих пор не рассматривался.

Очевидно, что ни выбуренный шлам целевой породы, ни её керн не способны отвечать требованиям к адек-ватности, универсальности и доступности модели, а также обеспечивать преемственность результатов по объективным причинам (непостоянство состава са-мого шлама и качества пропитавшего его бурового раствора, дефицитность керна и т.п.). Поэтому, един-ственно возможное перспективное направление поиска модели, позволяющее обеспечить её соответствие всем перечисленным требованиям с нашей точки зрения, лежит в направлении оценки возможности использо-вания стандартизованных коммерчески доступных гли-нопорошков, как основного материала для изготовления образцов, имитирующих керн оригинального аргиллита.

Общеизвестно, что использование глинопорошков для имитации поведения глинистых пород в среде буро-вого раствора ведется уже очень давно, однако при этом один тип глинистой породы моделируется разными типами глинопорошков [8, 14, 17].

С точки зрения обеспечения натурного соответствия модель должна репрезентировать горную породу и в структурном и в функциональном плане. Структурный уровень соответствия обеспечивается в первую очередь минералогическим составом глинопорошка, а также его влажностью. Данные исследований минерального состава аргиллитов [18] отражают общую закономерность: кроме кварца, полевых шпатов и прочих примесей собственно глинистые минералы представлены в основном ил-литом, смешаннослойными иллит и монтмориллонит-содержащими минералами, монтмориллонитом, в гораздо меньшей степени хлоритом и каолинитом. При этом характер связи между структурными элементами в пер-вую очередь обусловлен дегидратированным в ходе ли-тогенеза состоянием глинистой породы. Таким образом, для обеспечения структурного соответствия логичным видится использование дегидратированного иллитового либо монтмориллонитового глинопорошка.

Функциональный уровень соответствия обеспечивается схожестью особенностей поведения модели и прототипа в среде бурового раствора. По данным исследова-ний [1, 18] агриллиты характеризуются анизотропией прочностных свойств, слабой способностью к набуханию, низким числом пластичности, низкой увлажненностью, обуславливающими их высокую гидратационную активность, склонность к хрупкому разрушению при

контакте с буровым раствором. В общем виде поведение гидратационно-активных аргиллитов можно описать сле-дующим образом: низкоувлажненная глинистая порода при контакте с промывочной жидкостью впитывает воду чрезвычайно жадно, при этом низкая первоначальная степень увлажненности и пластичности глинистой поро-ды обуславливает низкие значения сил когезии между отдельными частицами. Это приводит к тому, что даже при незначительном набухании, сопровождающемся раз-витием давления на окружающие частицы, последние в силу невысоких значений сил сцепления с соседними частицами легко перемещаются в сторону наименьших сопротивлений (т.е. в сторону ствола скважины), вызывая осыпи и обвалы целого массива породы. Таким образом, движущим фактором дестабилизации аргиллитов, помимо чрезвычайно высоких темпов впитывания водной фазы бурового раствора, обусловленных начальным дегидра-тированным состоянием породы, является также и её но-минальная набухаемость, В связи с этим для обеспечения соответствия модели на функциональном уровне логичным видится использование не только дегидратированного глинопорошка, но также содержащего в своем составе преимущественно набухающий глинистый минерал. При этом, помня, что аутоадгезионные процессы в глинистых дисперсных системах находятся в прямой зависимости от коллоидальности глинистой фазы, глинопорошок должен иметь низкую коллоидальность, выражающуюся в низких значениях такого показателя качества глинопорошка как «выход глинистого раствора». Причем для обеспечения воспроизводимости и преемственности результатов экс-периментов, получаемых на обсуждаемой модели, этот показатель необходимо строго нормировать в узком диа-пазоне.

Обобщая этот краткий анализ, наиболее корректным для изготовления имитации образцов керна аргиллитоподобных глин путем прессования с нашей точки зрения является использование бентонитового глинопорошка марки ПБН с нормированным низким значением выхода глинистого раствора, предварительного дегидратированного вы-сушиванием до постоянной массы. Единственный ка-жущийся недостаток такого подхода – невозможность учета анизотропии свойств ввиду однородности образца. Однако, как будет показано дальше, эту анизотропию можно задать самой постановкой испытаний на втором этапе моделирования.

Обоснование оптимальной модели процесса разупрочнения под действием основных

дестабилизирующих факторовАнализ существующих методик, призванных оценить

влияние промывочных жидкостей на стабильность аг-риллитов, показал, что зачастую они позволяют учесть лишь отдельные аспекты проблемы. Так, например, ис-следование на тестере линейного набухания (стандарт API) или на приборе Жигача-Ярова [19] позволяет оценить степень набухания образца и выраженность ин-гибирующих свойств раствора, в то время как аспекты интенсивности проникновения фильтрата бурового рас-твора, а также ослабления связей между структурными элементами остается неучтенным. Методика определения увлажняющей способности бурового раствора [14] поз-воляет оценить интенсивность увлажнения образца исследуемой жидкостью, при этом оставляя без вни-мания вопрос выраженности ослабления связей между структурными элементами под расклинивающим действием



дисперсионной среды. Методика «Hot Roll Test» [13] позволяет оценить степень сохранения целостности образцов при эрозионном воздействии циркулирующего в ячейке бурового раствора. Подход позволяет учитывать действие сразу нескольких аспектов (ингибирующие свойства раствора, его увлажняющую способность, ослабляющее действие на структурные связи между отдельными элементами), однако не позволяет учесть анизотропию свойств аргиллитов и специфики (одно-сторонности) их контакта с промывочной жидкостью в пределах открытого ствола скважины. Кроме того, метод позволяет оценить лишь конечное состояние образцов при вскрытии ячейки по истечении определенного времени, а это означает то, что при сравнительном анализе необходимо подбирать время «горячей» про-катки, при котором разница между двумя вариантами будет заметной. Ко всему прочему данные методики до-статочно громоздки с точки зрения средств и времени на их исполнение. С другой стороны, достаточно широко применяются подходы [16, 17], в соответствии с которыми образцы породы или их имитации помещаются в среду исследуемого бурового раствора или имитирующую его фильтрат и через определенные промежутки времени проводится визуальная оценка их состояния (степень сохранности, выраженность трещин и т.п.). Очевидно, что при простоте исполнения такие подходы обладают низкой информативностью, не позволяющей учитывать действие всех основных дестабилизирующих факторов, а также не дают возможности получения количественных характеристик, поскольку позволяют охарактеризовать происходящие изменения лишь с качественной стороны.

Таким образом, моделирование процесса дестабили-зации аргиллитов в среде бурового раствора должно учитывать в совокупности действие всех дестабилизиру-ющих факторов, а также давать возможность получения количественных характеристик. При этом по возможности сама методика должная быть простой в исполнении, не требующей больших временных и материальных затрат.

Резюмируя уже сказанное, основными дестабилизиру-ющими аргиллиты факторами можно назвать: фор-сированное проникновение дисперсионной среды бурового раствора, вызывающее потерю сцепления между структурными элементами (слоями) вследствие расклинивающего действия фильтрата и анизотропии прочностных свойств, усугубляемых набуханием гли-нистых минералов, более выраженным в направлении перпендикулярном слоистости, а также действием гра-витации.

Для моделирования одновременного действия упомянутых факторов специалистами ЗАО Научно-исследовательский центр «Энергоресурс» была скон-струирована установка, изображенная на рис. 1.

В соответствии с предлагаемой авторами схемой моде-лирования процесса разупрочнения аргиллитоподобных глин под действием основных дестабилизирующих факторов цилиндрический образец предварительно дегидратированного сушкой до постоянной массы спрес-сованного глинопорошка марки ПБН (нормированный выход раствора 2,5-3 м3/т) помещается в удерживающее устройство и опускается в исследуемую среду до се-редины. При этом с момента погружения на образец начинают действовать следующие факторы:

- пропитывание образца дисперсионной средой, обу-славливающее ее расклинивающее действие на струк-турные элементы (частицы глинопорошка);

- гидратационное взаимодействие отдельных струк-турных элементов, выражающееся в набухании глины, приводящем к возникновению давления набухания;

- ослабление связей между структурными элементами вследствие расклинивающего действия дисперсионной среды и возникновения давления набухания на окружаю-щие частицы;

- гравитационный фактор, усугубляющий выражен-ность ослабления связи между отдельными структурными элементами.

Сам образец, будучи погруженным в исследуемую сре-ду лишь наполовину, обеспечивает сходство с реальной внутрискважинной ситуацией, когда воздействие про-мывочной жидкости имеет место лишь со стороны кон-тактирующей с раствором поверхности аргиллита.

При этом расположение образца вертикально обеспечивает то, что и расклинивающее давление дисперсионной среды и давление набухания будут способствовать перемещению отдельных структурных элементов образца (в нашем случае это зерна глино-порошка) в сторону наименьших сопротивлений (преи-мущественно в сторону жидкости и вниз), обеспечивая учет анизотропии прочностных свойств аргиллитов. При этом также обеспечивается вклад гравитационного фактора, усугубляющего дестабилизационные процессы и направляющие вектор их действия вертикально вниз.

Процесс разупрочнения аргиллитов при такой по-становке может быть количественно оценен такими по-казателями как:

Рис. 1. Концептуальная схема установки для оценки влияния бурового раствора на стабильность аргилли-тов (вид спереди - а и сбоку - б).1 - подвес; 2 – удерживающее устройство; 3 – цилиндрический образец спрессованного глинопо-рошка; 4 – уровень погружения образца в исследуемую среду; 5 – исследуемая среда.

a) б)



- время пропитки образца до границ контура удер-живающего устройства;

- время начала осыпания образца / время первого и последующих «сбросов» (отделение и отрыв от исходного образца отдельного крупного агрегата, многократно превышающего размер отдельного структурного элемента);

- время разрушения образца до границы погружения в раствор;

- время появления трещин на обра-зующей цилиндрического образца в пределах его сухой части;

- масса сохранившей прочность части образца после определенного времени выдержки.

Кроме того, качественными по-казателями, увеличивающими ин-формативность методики, являются: выраженность непараллельности тор-цов цилиндра в его погруженной ча-сти (как показатель выраженности набухания), а также контур про-питки образца (как показатель за-тухания скорости проникновения дисперсионной среды с глубиной, за-висящий, например, от содержания в системе микрокольматантов).

Адекватность предлагаемой модели для оценки влияния исследуемой жид-кости на стабильность аргиллитов, а также дисперсию значений, выбранных количественных показателей, проверяли в среде, имитирующей фильтрат бу-рового раствора, содержащий раз-личные типы водорастворимых солей. Для корректного сопоставления ре-зультатов плотность сравниваемых вариантов фильтрата приводилась к единому значению. В качестве ме-ры оценки сходимости получаемых результатов использовали показатель максимального отклонения измеренных значений от среднего арифметического, выраженного в процентах последнего. Результаты экспериментальной про-верки представлены в таблице 1.

По данным проведенной оценки можно заключить, что результаты сравнительных испытаний влияния различных составов дисперсионной среды на стабильность агриллитов демонстрируют разброс, при котором максимальное отклонение от среднего значения не превышает 16% по всем показателям. При этом полученные результаты интегральной оценки хо-рошо согласуются с теоретическими и экспериментальными данными [11, 12, 20] о влиянии растворимых солей на вязкость дисперсионной среды и обусловленную этим фактом прони-кающую способность фильтрата и его разупрочняющее действие по отноше-нию к аргиллитам. Результаты также хорошо согласуются с данными о

стабилизирующем действии ацетат-анионов по отношению к непластичным глинам [21].

Таким образом, на основании проведенных теорети-ческих и практических исследований можно заключить,

Таблица 1. Результаты оценки сходимости данных, полученных с использованием выбранного способа моделирования*.

Состав фильтрата

Н2О Н2О +

KCl

Н2О +

NaCl

Н2О +

CaCl2

Н2О+

MgCl2

Н2О+

Na Ацетат

ρф , г/см3

1,00 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06

ΤП , мин-с3-50 1-50 3-40 4-20 5-30 3-50

3-30 2-10 4-10 4-50 6-10 4-50

4-30 2-10 4-20 4-50 6-30 4-30

Среднее значение ΤП , мин-с

3-55 2-05 4-05 4-40 6-05 4-25

Максимальное отклонение ΔΤП , %

14,9 12,0 10,2 7,1 9,6 13,3

ΤP , мин-с

4-20 3-40 5-10 6-00 8-10 5-20

4-10 3-20 4-50 5-10 7-10 6-10

4-50 3-30 5-00 5-40 7-40 5-50

Среднее значение ΤP , мин-с

4-25 3-30 5-00 5-35 7-55 5-45

Максимальное отклонение ΔΤP , %

9,4 4,7 3,3 7,4 9,5 7,2

m, г2,95 1,30 3,50 4,05 5,10 4,20

2,70 1,65 3,35 3,95 4,65 4,90

3,15 1,70 3,55 4,25 5,25 5,10

Среднее значение m, г

2,93 1,55 3,47 4,08 5,00 4,73

Максимальное отклонение Δm, %

7,8 16 3,5 4,2 7,0 11,2

*: ρф – плотность фильтрата; ΤП – время пропитки образца до границ контура удерживаю-щего устройства; ΤP – время разрушения образца до границы погружения образ-ца; m – масса сохранившей прочность части образца после 5 минут выдержки в среде фильтратаЗначения времени при замерах округлялись до ближайшего цело-го значения десятков секунд



что предлагаемый способ моделирования процесса де-стабилизации и осыпания аргиллитоподобных глин в сре-де исследуемого раствора является адекватным реально-му внутрискважинному процессу, доступным, простым в исполнении, способным обеспечить удовлетворительную сходимость, а также преемственность результатов. Кро-ме того, имеющийся собственный опыт применения пред-лагаемой модели для сравнительной оценки влияния состава раствора на стабильность ствола скважины в ин-тервалах осыпающихся глин позволяет прогнозировать влияние корректировки рецептуры на устойчивость вскрываемых аргиллитов с хорошей точностью.

Выводы: - проведен анализ действующих подходов к имитации

образцов аргиллитоподобных глин, а также к модели-рованию процесса их дестабилизации при контакте с исследуемым буровым раствором, выявлены основные преимущества и недостатки этих подходов;

- определены основные критерии, которыми следует руководствоваться при выборе материалов и способов моделирования;

- проведено обоснование выбора элементов пред-лагаемого способа моделирования в соответствии с определенными критериями;

- проведена оценка адекватности модели, а также сходимости результатов моделирования;

- показано, что предлагаемый подход к моделирова-нию позволяет получать количественные характеристики, позволяющие с удовлетворительной степенью точности оценить сравнительное дестабилизирующее действие ис-пытываемых растворов на аргиллитоподобные глины;

- предлагаемый подход отличает доступность материалов и простота исполнения, делающие его незаменимым при проектировании составов промы-вочных жидкостей в качестве самостоятельного или вспомогательного инструмента инженера-исследователя.


1. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. - М.: Недра, 1984. - 229 с.

2. Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). - М.: Недра, 1985. - 509 с.

3. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. - М.: Недра, 1972. – 392 с.

4. Ржевский В.В., Новиков Г.Я. Основы физики горных пород. - М.: Недра, 1973. - 211 с.

5. Шерстнев Н.М., Расизаде Я.М., Ширинзаде С.Я. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. - М.: Недра, 1979. - 297 с.

6. Тахаутдинов Ш.Ф., Бикчурин Т.Н., Юсупов И.Г. Исследование по разработке технологии вскрытия кыновского горизонта под большим зенитным углом // Нефтяное хозяйство. – М: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2003. - №3. - с. 35-39.

7. Гайдаров М.М.-Р., Хуббатов А.А., Мирсаянов Д.В., Волков В.Е., Кравцов С.А. Выбор буровых растворов для стабилизации глинистых отложений при бурении нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2012. - №3. - с. 28-34.

8. Хуббатов А.А., Гайдаров А.М., Норов А.Д., Гайдаров М.М-Р. Ингибирующие буровые растворы и устойчивость глинистых пород // Нефтяное хозяйство. – М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2015. - №5. – с. 64-67.

9. Уляшева Н.M., Деминская Н.Г. Регулирование адгезионных процессов в литифицированных глинах // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - №6. - с. 25-26.

10. Ангелопуло О.К., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. - М.: Недра, 1988. 135 с.

REFERENCES

1. Gorodnov V.D. Fiziko-himicheskie metody preduprezhdeniya oslozhnenij v burenii. - M.: Nedra, 1984. - 229 p.

2. Grej Dzh.R., Darli G.S. Sostav i svojstva burovyh agentov (promyvochnyh zhidkostej). - M.: Nedra, 1985. - 509 p.

3. Kister EH.G. Himicheskaya obrabotka burovyh rastvorov. - M.: Nedra, 1972. – 392 p.

4. Rzhevskij V.V., Novikov G.YA. Osnovy fiziki gornyh porod. - M.: Nedra, 1973. - 211 p.

5. SHerstnev N.M., Rasizade YA.M., SHirinzade S.YA. Preduprezhdenie i likvidaciya oslozhnenij v burenii. - M.: Nedra, 1979. - 297 p.

6. Tahautdinov SH.F., Bikchurin T.N., YUsupov I.G. Issledovanie po razrabotke tekhnologii vskrytiya kynovskogo gorizonta pod bol'shim zenitnym uglom // Neftyanoe hozyajstvo. – M: CJSC «Izdatel'stvo «Neftyanoe hozyajstvo», 2003. - №3. - p. 35-39.

7. Gajdarov M.M.-R., Hubbatov A.A., Mirsayanov D.V., Volkov V.E., Kravcov S.A. Vybor burovyh rastvorov dlya stabilizacii glinistyh otlozhenij pri burenii neftyanyh i gazovyh skvazhin // Stroitel'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more. – M.: PJSC «VNIIOENG», 2012. - №3. - p. 28-34.

8. Hubbatov A.A., Gajdarov A.M., Norov A.D., Gajdarov M.M-R. Ingibiruyushchie burovye rastvory i ustojchivost' glinistyh porod // Neftyanoe hozyajstvo. – M.: CJSC «Izdatel'stvo «Neftyanoe hozyajstvo», 2015. - №5. – p. 64-67.

9. Ulyasheva N.M., Deminskaya N.G. Regulirovanie adgezionnyh processov v litificirovannyh glinah // Stroitel'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more. – M.: PJSC «VNIIOENG», 2008. - №6. - p. 25-26.

10. Angelopulo O.K., Podgornov V.M., Avakov V.EH. Burovye rastvory dlya oslozhnennyh uslovij. - M.: Nedra, 1988. - 135 p.



ЛИТЕРАТУРА (окончание)

11. Крысин Н.И. [и др.] Применение безглинистых полимерсолевых растворов. Пермь: 1982. - 64 с.

12. Хуббатов А.А., Гайдаров А.М., Норов А.Д., Гайдаров М.М-Р. К вопросу об устойчивости глинистых пород // Территория Нефтегаз. – М.: ООО «Камелот Паблишинг», 2014. - №5. - с. 24-34.

13. Микульшин Н.А. Метод лабораторного иссле-дования аргиллитов. В кн.: Тезисы докладов юбилейной десятой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов. - «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика)». Москва, 8-11 октября 2013. - с. 71.

14. РД 39-00147001-773-2004. Методика контроля параметров буровых растворов. Краснодар: ОАО НПО "Бурение", 2004. - 137 с.

15. Иванов Д.Ю., Мойса Н.Ю., Яковенко В.И., Мойса Ю.Н. Экспресс-метод оценки ингибиторов глин // Газовая промышленность. - М: ОАО «Газпром», 2014. - №5. - с. 108-112.

16. IADC/SPE 155536 Fighting wellbore instability: Customizing drilling fluids based on laboratory studies of shale-fluid interactions / S. Gomez, W. He // This paper was prepared for presentation at the IADC/SPE Asia Pacific drilling Technology Conference and Exhibition held in China, 9-11 July 2012.

17. Чудинова И.В., Николаев Н.И., Розенцвет А.В. Обоснование выбора ингибирующих реагентов для повышения устойчивости глинистых пород // Инженер-нефтяник. – М.: ООО «Ай Ди Эс Дриллинг», 2017. - №2. - с. 35-40.

18. Осипов В.И., Соколов В.Н., Румянцева Н.А. Микроструктура глинистых пород / Под ред. Акад. Е.М. Сергеева. М.: Недра, 1989. - 211 с.

19. СТО Газпром 2-3.2-020-2005. Буровые растворы. Методика выполнения измерений коэффициента набухания глин и глинопорошков. Москва: ОАО «Газпром», 2005. - 16 с.

20. Гайдаров М.М.-Р., Норов А.Д., Хуббатов А.А., Иванов А.И., Гайдаров А.М., Богданова Ю.М., Кравцов С.А., Поляков И.Г., Касымов Г.Б. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2013. - №7. - с. 20-30.

21. Иносаридзе Е.М., Шарафутдинов З.З., Ишбаев Г.Г., Шарафутдинова Р.З. Инженерно-геологическая классификация глинистых горных пород и гидрато-образующие буровые растворы для бурения в них // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – Уфа: УГНТУ, 2010. - №2. - с. 9.

REFERENCES (ending)

11. Krysin N.I. [i dr.] Primenenie bezglinistyh polimersolevyh rastvorov. Perm': 1982. - 64 p.

12. Hubbatov A.A., Gajdarov A.M., Norov A.D., Gajdarov M.M-R. K voprosu ob ustojchivosti glinistyh porod // Territoriya Neftegaz. – M.: LLC «Kamelot Pablishing», 2014. - №5. - p. 24-34.

13. Mikul'shin N.A. Metod laboratornogo issledovaniya argillitov. V kn.: Tezisy dokladov yubilejnoj desyatoj vserossijskoj konferencii molodyh uchenyh, specialistov i studentov. - «Novye tekhnologii v gazovoj promyshlennosti (gaz, neft', ehnergetika)». Moskva, 8-11 oktyabrya 2013. - p. 71.

14. RD 39-00147001-773-2004. Metodika kontrolya parametrov burovyh rastvorov. Krasnodar: PJSC NPO "Burenie", 2004. - 137 p.

15. Ivanov D.YU., Mojsa N.YU., YAkovenko V.I., Mojsa YU.N. EHkspress-metod ocenki ingibitorov glin // Gazovaya promyshlennost'. - M: PJSC «Gazprom», 2014. - №5. - p. 108-112.

16. IADC/SPE 155536 Fighting wellbore instability: Customizing drilling fluids based on laboratory studies of shale-fluid interactions / S. Gomez, W. He // This paper was prepared for presentation at the IADC/SPE Asia Pacific drilling Technology Conference and Exhibition held in China, 9-11 July.

17. CHudinova I.V., Nikolaev N.I., Rozencvet A.V. Obosnovanie vybora ingibiruyushchih reagentov dlya povysheniya ustojchivosti glinistyh porod // Inzhener-neftyanik. – M.: LLC «IDS Drilling», 2017. - №2. - p. 35-40.

18. Osipov V.I., Sokolov V.N., Rumyanceva N.A. Mikrostruktura glinistyh porod / Pod red. Akad. E.M. Sergeeva. M.: Nedra, 1989. - 211 p.

19. STO Gazprom 2-3.2-020-2005. Burovye rastvory. Metodika vypolneniya izmerenij koehfficienta nabuhaniya glin i glinoporoshkov. Moskva: PJSC «Gazprom», 2005. - 16 p.

20. Gajdarov M.M.-R., Norov A.D., Hubbatov A.A., Ivanov A.I., Gajdarov A.M., Bogdanova YU.M., Kravcov S.A., Polyakov I.G., Kasymov G.B. Ustojchivost' glinistyh porod pri burenii skvazhin // Stroitel'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more. – M.: PJS «VNIIOENG», 2013. - №7. - p. 20-30.

21. Inosaridze E.M., SHarafutdinov Z.Z., Ishbaev G.G., SHarafutdinova R.Z. Inzhenerno-geologicheskaya klassifikaciya glinistyh gornyh porod i gidratoobrazuyushchie burovye rastvory dlya bureniya v nih // EHlektronnyj nauchnyj zhurnal «Neftegazovoe delo.


УТяЖЕлЕННый ТАМПОНАЖНый РАСТВОР, СПОСОбСТВУющИй фОРМИРОВАНИю...

УДК 622.245.422

Утяжеленный тампонажный раствор, способствующий формированию термостабильного цементного камня

1 В.П. Овчинников – доктор техн. наук, профессор; 2 П.В. Овчинников – доктор техн. наук, профессор, гл. специалист;

1 А.В. Мелехов - аспирант

( 1 Тюменский индустриальный университет; 2 ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг")

Повышение глубин бурения, освоение залежей до-маниковой и баженовской свит, ачимовских отложений, требует решения проблемы утяжеленных тампонажных растворов с повышенной термостабильностью форми-рующегося цементного камня в условиях пластовых температур до 200 °С при градиенте гидроразрыва горных пород 1,9-2,3 МПа/100м [1]. При этом там-понажный раствор должен обладать сроками загу-стевания (схватывания), которые обеспечивают его доставку в интервал цементирования [2], достаточной седиментационной устойчивостью для предупреждения возникновения каналов по формирующемуся цементному камню и контактным зонам [3], низкими контракционными явлениями, которые также как и седиментационные про-цессы могут быть причинами образования каналов в контактных зонах [4], пониженными реологическими характеристиками, из-за необходимости обеспечивать устойчивость ствола скважины и естественные фильтра-ционные свойства продуктивного пласта. Относительно показателей сформированного цементного камня, то они указаны в соответствующих ГОСТах, ОСТах, ТУ на выпускаемой заводами изготовителями продукт – там-понажный материал.

По результатам проведенного анализа условий и ре-зультатов сооружения поисково-разведочных скважин, в разрезах которых присутствуют пласты с аномально вы-сокими пластовыми давлениями (АВПД), разбуриваемых на месторождениях крайнего севера Западной Сибири, сформулированы требования к физико-механическим свойствам утяжеленного термостойкого тампонажного раствора (таблица 1).

Известно несколько технологических приемов уве-личения плотности тампонажных растворов, которые условно можно разделить на понижение водосодержания и применение добавок с плотностью, превышающей плот-ность вяжущего материала (цемента).

В частности, с использованием пластифицирующих реагентов водосмесевое отношение можно понизить до 0,26-0,27 и обеспечить повышение плотности раствора до 2200 кг/м3 и выше [5].

Существует целый ряд утяжеляющих материалов, с использованием которых в нефтегазодобывающей

промышленности разрабатываются рецептуры утяжеленных тампонажных растворов (таблица 2).

Гематит является: широко распространённым минера-лом железа, содержащим более 70% Fe2O3; представите-лем железных руд; имеет твердость по шкале Мооса 5-6. Гематит способен образовывать высокопрочные феррит-ные и алюмоферритные гидрогранаты, устойчивые в сульфатных средах [6], а в условиях газовой и серово-дородной агрессии понижает коррозионную стой-кость камня [7]. При его использовании совместно с портландцементом можно достичь плотности тампонажно-го раствора до 2300 кг/м3. Сроки схватывания в основ-ном определяются видом вяжущего (тампонажного порт-ландцемента) и мало изменяются от добавки руды [8].

Таблица 1. Требования к свойствам утяжеленного термостойкого тампонажного раствора для скважин с АВПД и высоких температур, разбуриваемых на месторождениях крайнего севера Западной Сибири.

Показатели Значения

Плотность раствора, кг/м3, не менее 2150

Водоотделение, %, не более 3

Растекаемость, мм, не менее 230

Время загустевания раствора до консистенции 30 Вс, при tдин = 120 °C, P = 72,0 МПа, мин, не менее

240-600

Прочность цементного камня при изгибе/сжатии в возрасте одних суток твердения при 200 °С, МПа, не менее

3,5/12,0

Термостабильность (отношение предела прочности в ранние сроки твердения к пределу прочности в последующие)

0,9-1,0



Седиментационная устойчивость раствора низкая (коэф-фициент водоотделения превышает 12-14%).

Магнетит или магнетитовый песок также является минералом железных руд, представляет композицию из двух оксидов железа (31% FeO, 69% Fe2O3), имеет твер-дость по шкале Мооса 5,5-6,5. Магнетит обеспечивает получение достаточно высокой плотности тампонажного раствора, но при низком качестве и неудовлетворительных технологических свойствах последнего [9].

Барит представляет собой минерал, содержащий 65,7% BaO и 34,3% SO3 , а также ряд примесей (Sr, Ca, Pb, Ra, Fe2O3). Тампонажные растворы с его использованием имеют высокую седиментационную устойчивость, что обуславливается его бульшой по сравнению с магнети-товым песком и гематитом дисперсностью. Твёрдость по шкале Мооса 3,0-3,5 [10].

Определенные показатели и ограниченное применение имеют и другие материалы. Следует отметить, что ни одна из перечисленных добавок не придает термостойкости (термостабильности) сформированному тампонажному камню из растворов с их применением.

Работами [11, 12, 13] установлено и показано, что причиной деструкционных процессов в условиях высоких температур являются процессы изоморфных переходов высокоосновных продуктов твердения, гидросиликатов, в низкоосновные, что объясняется изменением плотности последних, а, следовательно, и объёма. Изложенное и явилось основанием для использования в качестве ма-териалов, способствующих повышению термостойкости образующегося камня, молотого кварца [14], доменного шлака [15], гашеной извести [16], тонкодисперсного кремнезема [13], перлита [17], хроматного шлама [18], микросфер [19], фильтроперлита [20], аэросила [21] и других.

Плотность материалов, повышающих термостойкость тампонажного камня, меньше плотности цемента, поэтому для получения утяжелённого тампонажного раствора не-обходимы утяжеляющие добавки (таблица 3).

Самым известным способом повышения термостойкости тампонажного камня является введение в его состав квар-цевого песка. Измельченный кварцевый песок хорошо сочетается с большинством цементов. Цементно-песчаные смеси при невысоких температурах характеризуются замедленными, по сравнению с обычным цементным рас-твором, загустеванием и схватыванием. При высоких тем-пературах эффективность использования замедлителей в цементно-песчаных смесях выше, чем для обычного

цемента, так как молекулы замедлителя незначительно адсорбируются на зернах кварца и полностью вступают во взаимодействие с цементом. Такое свойство цементно-песчаных растворов позволяет достичь более длительных сроков загустевания с сохранением повышенных проч-ностных характеристик тампонажного камня по сравнению с обычными цементами [22].

Следующим по распространенности способом увели-чения термостойкости цементного камня является при-менение доменных шлаков, состоящих в основном из силикатов и алюминатов кальция [23].

Свойства шлаковых цементов отличаются от свойств обычного портландцемента. Из-за низкого содержания оксида кальция минералы шлаков обладают незначи-тельной химической активностью. Шлаковые цементы твердеют при повышенных температурах (свыше 120 °С). При температурах выше 100 °С прочность цементного камня через 48 часов твердения превосходит прочность камня из портландцементных растворов. Однако при длительном гидротермальном воздействии цемент с добавлением молотого шлака, а также облегченный шлакобентонитовый цемент обладают термостойкостью только до 120–160 °С. При более высоких температурах термостойким является только шлакопесчаный цемент, ко-торый даже при высокой тонкости помола компонентов образует растворы с пониженной седиментационной устойчивостью [15].

Среди добавок, проявляющих пуццолановую активность (способность вяжущих веществ связывать Са(ОН)2 в устойчивые гидратные фазы), особое внимание уделяется аморфному кремнезему. При затворении цементной смеси с микрокремнеземом водой и гидратации клинкерных ми-нералов в первую очередь (в одну стадию) образуется низкоосновные гидросиликаты кальция, которые во мно-гом определяют прочность и термостойкость цементного камня [24].

При их добавлении возрастают прочность и химиче-ская стойкость цемента. Этот материал плотно заполняет пространство, освобождаемое химически связанной

Таблица 2. Утяжелители тампонажных растворов.

Материал Плотность, кг/м3


Барит 4200-4500 Гематит 5190-5600

Пиритовые агарки

3600-3800 Серый колчедан 4900-5200

Ильменит 4790 Магнетитовые пески

4900-5200

Галенит 7400-7600 Сидеритовая руда

3500

Таблица 3. Плотности некоторых материалов.


Удельная поверхность, м2/кг

Цемент ПЦТ-I-G 3210-3250 280-500

Цемент ПЦТ-I-50 3160-3210 300-500

Цемент ПЦТ-I-100 3180-3210 300-500

Доменный шлак 2700-3200 250-350

Молотый кварц 2650 150-300

Гашеная известь 2210 1000-1500

Кремнезем 2600-2650 300-400

Перлит 2350-2380 300-400

Хроматный шлам 2700-2900 250-350



водой. Значительно растущая плотность структуры це-ментного камня повышает как его прочность, так и во-донепроницаемость, следовательно, и долговечность его стойкости к факторам коррозии, в том числе термической деструкции [25].

Как говорилось выше, при введении в тампонажный раствор добавок, повышающих термостойкость цементного камня, резко уменьшается плотность раствора, что требует дополнительно снижать водосмесевое соотношение или вводить избыточное количество утяжеляющих добавок. Большое содержание твёрдой фазы в тампонажном рас-творе приводит к его быстрому загущению. Данную проблему можно решить путем правильного подбора размера и объёма частиц твердой фазы.

При правильном соотношении (минимально трёх твёрдых основных компонентов) ингредиентов в смеси можно достичь эффекта скольжения частиц друг об друга («эффект подшипника»), где вода будет выполнять роль смазывающего компонента. Данным способом можно полу-чить тампонажные растворы плотностью до 2600 кг/м3 [26] и большой растекаемостью при минимальном водосмесевом соотношении. Полученный таким образом цементный камень, по своим прочностным характеристикам будет в 1,5-2 раза прочнее, чем тампонажный камень, полученный стандартным способом [27].

Таким образом, данный способ подбора состава там-понажного материала для крепления скважин в сложных геолого-технических условиях является наиболее эф-фективным. Трёхкомпонентная тампонажная смесь, со-стоящая из утяжелителя, термостойкого материала и тампонажного вяжущего, будет обладать, высокой расте-каемостью и низкой седиментацией, а полученный тампо-нажный камень будет обладать высокими прочностными характеристиками, активно противостоять термической агрессии.

При создании такой тампонажной смеси из всего многообразия наполнителей, повышающих термо-стойкость тампонажного камня, на наш взгляд, стоит отдать предпочтение универсальным материалам, ха-рактеризующимися постоянством и простотой состава, свойства которых можно предсказать и регулировать в широких пределах для сложных геолого-технических условий. К таким добавкам относятся молотый кварц и микрокремнезем, причем применение мелкодисперсного кварца (кварцевой муки) является предпочтительным вариантом, в силу меньшей удельной поверхности и ад-сорбции (таблица 3). Чем меньше удельная поверхность и адсорбция материалов, тем большее количество воды останется в несвязанном состоянии при одинаковом во-досмесевом отношении.

В результате проведенных лабораторных исследований нами разработан утяжеленный термостойкий тампонажный состав с плотностью 2150 кг/м3, способный обеспечить безаварийное и качественное крепление поисково-разведочных скважин в интервалах АВПД и высоких температур. Данный тампонажный состав в качестве вя-жущего компонента содержит цемент ПЦТ I-G, в качестве утяжеляющего наполнителя – гравитационный барит, а в качестве наполнителя, повышающего термостойкость там-понажного камня – мелкодисперсный кварц.

Введение базового набора химических реагентов, таких как замедлитель сроков схватывания, пластификатор, понизитель водоотдачи и пеногаситель позволило обес-печить требуемые сроки загустевания тампонажного рас-твора при сохранении седиментационной устойчивости и низких реологических характеристик (таблица 4).

Лабораторные исследования прочности ультразвуковым методом показали, что разработанный термостойкий там-понажный состав продолжает тенденцию набора прочно-сти при температуре более 100 °С, что свидетельствует о его способности противостоять термической деструкции (рисунок 1).

Таким образом, в результате проведенных лабора-торных исследований разработан утяжеленный термо-стойкий тампонажный состав плотностью 2150 кг/м3 с повышенными прочностными характеристиками, спо-собный обеспечить надежную изоляцию затрубного пространства обсадных колонн скважин в интервалах АВПД и высоких температур месторождений крайнего севера Западной Сибири.

Таблица 4. Свойства разработанного утяжеленного термостойкого тампонажного раствора.

Плотность тампонажного

раствора, кг/м3

Растекаемость, мм

Водоотделение, мл

Время загустевания раствора, при

tдин = 120 °C,P = 72,0 МПа, мин

до консистенции 30 Вс

Прочность цементного камня через 24 часа, МПа, при 200 °С

2150 230 0 310 37,7



Рис. 1. Диаграмма набора прочности разработанного тампонажного состава(ось абсцисс – время проведения исследования, час; ось ординат, зеленая линия – прочность при сжатии, МПа; красная линия – температура, °С; синия линия – время прохождения ультразвукового сигнала).


1. Курбанов Я.М., Зайковская Т.В., Черемисина Н.А. Особенности управления реологическими ха-рактеристиками бурового раствора при проводке Ен-Яхинской сверхглубокой параметрической скважины СГ-7 // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2015. - №7. - с. 13-19.

2. Гамзатов С.М. Применение вяжущих веществ в нефтяных и газовых скважинах. - М.: Недра, 1985. - 184 с.

3. Белоусов Г.А., Скориков Б.М., Майгуров И.В. Особенности крепления наклонно направленных и горизонтальных стволов скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2007. - №4. - с. 47-50.

4. Агзамов Ф.А., Комлева С.Ф. О механизме возникновения газопроявлений в период ОЗЦ // Нефтяная провинция. - Бугульма: РАЕН, 2015. - №2. - с. 11-35.

5. Макаренко П.П. Комплексное решение проблем развития газодобывающего региона. - М.: Недра, 1996. - 319 с.

6. Зварыгин В.И. Тампонажные смеси учебное пособие для студентов специальности 130102.65 "Технология геологической разведки" специализации "Технология и техника разведки месторождений полезных ископаемых". - Красноярск: СФУ, 2014. - 215 с.

REFERENCES

1. Kurbanov YA.M., Zajkovskaya T.V., CHeremisina N.A. Osobennosti upravleniya reologicheskimi harakteristikami burovogo rastvora pri provodke En-YAhinskoj sverhglubokoj parametricheskoj skvazhiny SG-7 // Stroitel'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more. - M.: PJSC "VNIIOENG", 2015. - №7. — p. 13-19.

2. Gamzatov S.M. Primenenie vyazhushchih veshchestv v neftyanyh i gazovyh skvazhinah. — M.: Nedra, 1985. — 184 p.

3. Belousov G.A., Skorikov B.M., Majgurov I.V. Osobennosti krepleniya naklonno napravlennyh i gorizontal'nyh stvolov skvazhin // Stroitel'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more. - M.: PLSC "VNIIOENG", 2007. - №4. - p. 47-50.

4. Agzamov F.A., Komleva S.F. O mekhanizme vozniknoveniya gazoproyavlenij v period OZC // Neftyanaya provinciya. - Bugul'ma: RAEN, 2015. - №2. - p. 11-35.

5. Makarenko P.P. Kompleksnoe reshenie problem razvitiya gazodobyvayushchego regiona. - M.: Nedra, 1996. - 319 p.

6. Zvarygin V.I. Tamponazhnye smesi uchebnoe posobie dlya studentov special'nosti 130102.65 "Tekhnologiya geologicheskoj razvedki" specializacii "Tekhnologiya i tekhnika razvedki mestorozhdenij poleznyh iskopaemyh". - Krasnoyarsk: SFU, 2014. - 215 p.



ЛИТЕРАТУРА (продолжение)

7. Кравцов В.М., Евстигнеев Н.Н., Агзамов Ф.А., Романова Т.В. Стойкость тампонажных материалов в сероводородной среде // Газовая промышленность. - М.: ПАО "Газпром", 1984. - №2.

8. Булатов А.И., Новохатский Д.Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин. - М.: Недра, 1975. - 224 с.

9. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Овчинников П.В. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня: Учеб. пособие для вузов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - 370 с.

10. Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - 372 с.

11. Бабушкин В.И., Матвеев Г.М., Мчедлов-Петросян О.П., Petzold A., Thiessen P.A. Thermodynamik der Silikate. - Berlin: Verl. fьr Bauwesen, 1965. - 336 с.

12. Бабушкин В.И., Матвеев Г.М., Мчедлов-Петросян О.П. Термодинамика силикатов. 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Стройиздат, 1986. - 406 с.

13. Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы. Учебное пособие для вузов по специальности "Химическая технология вяжущих материалов". 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Стройиздат, 1983. - 279 с.

14. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. - М.: Недра, 1976. - 248 с.

15. Бутт Ю.М. Технология цемента и других вяжущих материалов [Учебник для техникумов пром-сти строит. материалов]. 5-е изд., перераб. и доп. - М.: Стройиздат, 1976. - 407 с.

16. Васильев В.В. Разработка известково-кремнезёмистых тампонажных композиций для крепления глубоких скважин: автореф. дис…. канд. техн. наук. - Уфа: УНИ, 1988.

17. Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин. - М.: Недра, 1964. - 290 с.

18. Кравцов В.М. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах. - М.: Недра, 1987. - 189 с.

19. Овчинников В.П., Тюменский индустриальный университет. Технология бурения нефтяных и газовых скважин [учебник для студентов вузов]: в пяти томах. Том 2. - Тюмень: ТИУ, 2017.

20. Бережной А.И., Комиссарнин С.С., Яковлев В.А. Фильтроперлит-термостойкая облегчающая добавка для тампонажных растворов // Газовая промышленность. - М.: Газпром, 1977. №12. - с. 6-8.

21. Белей И.И., Щербич Н., Коновалов В., Ноздря В., Цыпкин Е.Б. Применение кремнеземистых активных добавок для повышения термостойкости тампонажных цементов // Бурение и нефть. - М.: ООО "Бурнефть", 2005. - №12. - с. 13-16.

22. Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы [Учеб. пособие по спец. "Бурение нефт. и газовых скважин"]. - М.: Недра, 1987. - 279 с.

23. Овчинников В.П., Рожкова О.В., Аксенова Н.А., Овчинников П.В. Повышение термостойкости тампонажного камня применением доменного гранулированного шлака // Бурение и нефть. - М.: ООО "Бурнефть", 2017. №11. - с. 32-35.

REFERENCES (continuation)

7. Kravcov V.M., Evstigneev N.N., Agzamov F.A., Romanova T.V. Stojkost' tamponazhnyh materialov v serovodorodnoj srede // Gazovaya promyshlennost'. - M.: PJSC "Gazprom", 1984. - №2.

8. Bulatov A.I., Novohatskij D.F. Tamponazhnye shlakovye cementy i rastvory dlya cementirovaniya glubokih skvazhin. — M.: Nedra, 1975. - 224 p.

9. Ovchinnikov V.P., Aksenova N.A., Ovchinnikov P.V. Fiziko-himicheskie processy tverdeniya, rabota v skvazhine i korroziya cementnogo kamnya: Ucheb. posobie dlya vuzov. — Tyumen': TyumGNGU, 2007. - 370 p.

10. Danyushevskij V.S., Aliev R.M., Tolstyh I.F. Spravochnoe rukovodstvo po tamponazhnym materialam. 2-e izd., pererab. i dop. — M.: Nedra, 1987. - 372 p.

11. Babushkin V.I., Matveev G.M., Mchedlov-Petrosyan O.P., Petzold A., Thiessen P.A. Thermodynamik der Silikate. - Berlin: Verl. fьr Bauwesen, 1965. - 336 p.

12. Babushkin V.I., Matveev G.M., Mchedlov-Petrosyan O.P. Termodinamika silikatov. 4-e izd., pererab. i dop. - M.: Strojizdat, 1986. - 406 p.

13. Royak S.M., Royak G.S. Special'nye cementy. Uchebnoe posobie dlya vuzov po special'nosti "Himicheskaya tekhnologiya vyazhushchih materialov". 2-e izd., pererab. i dop. - M.: Strojizdat, 1983. - 279 p.

14. Bulatov A.I. Upravlenie fiziko-mekhanicheskimi svojstvami tamponazhnyh sistem. - M.: Nedra, 1976. - 248 p.

15. Butt YU.M. Tekhnologiya cementa i drugih vyazhushchih materialov [Uchebnik dlya tekhnikumov prom-sti stroit. materialov]. 5-e izd., pererab. i dop. - M.: Strojizdat, 1976. - 407 p.

16. Vasil'ev V.V. Razrabotka izvestkovo-kremnezyomistyh tamponazhnyh kompozicij dlya krepleniya glubokih skvazhin: avtoref. dis…. kand. tekhn. nauk. - Ufa: UNI, 1988.

17. Bulatov A.I. Cementirovanie glubokih skvazhin. - M.: Nedra, 1964. - 290 p.

18. Kravcov V.M. Kreplenie vysokotemperaturnyh skvazhin v korrozionno-aktivnyh sredah. - M.: Nedra, 1987. - 189 p.

19. Ovchinnikov V.P., Tyumenskij industrial'nyj universitet. Tekhnologiya bureniya neftyanyh i gazovyh skvazhin [uchebnik dlya studentov vuzov]: v pyati tomah. Tom 2. - Tyumen': TIU, 2017.

20. Berezhnoj A.I., Komissarnin S.S., YAkovlev V.A. Fil'troperlit-termostojkaya oblegchayushchaya dobavka dlya tamponazhnyh rastvorov // Gazovaya pro-myshlennost'. - M.: Gazprom, 1977. №12. - p. 6-8.

21. Belej I.I., SHCHerbich N., Konovalov V., Nozdrya V., Cypkin E.B. Primenenie kremnezemistyh aktivnyh dobavok dlya povysheniya termostojkosti tamponazhnyh cementov // Burenie i neft'. - M.: LLC "Burneft'", 2005. - №12. - p. 13-16.

22. Bulatov A.I., Danyushevskij V.S. Tamponazhnye materialy [Ucheb. posobie po spec. "Burenie neft. i gazovyh skvazhin"]. - M.: Nedra, 1987. - 279 p.

23. Ovchinnikov V.P., Rozhkova O.V., Aksenova N.A., Ovchinnikov P.V. Povyshenie termostojkosti tamponazhnogo kamnya primeneniem domennogo granulirovannogo shlaka // Burenie i neft'. - M.: LLC "Burneft'", 2017. - №11. - p. 32-35.


ТАМПОНАЖНыЕ МАТЕРИАлы Для кРЕПлЕНИя НАгНЕТАТЕльНых СкВАЖИН...


24. Афанасьев Н.Ф., Целуйко М.К. Добавки в бетоны и растворы. - Киев: Будивэльнык, 1989. - 127 с.

25. Бакиров Д.Л., Бурдыга В.А., Святухова С.С., Мелехов А.В., Кафарова И.В., Шадчнев А.Н., Штыфель А.П., Якунин С.А., Чудинов В.А. Тампонажный материал для температурного диапазона 160-300 °С. - М.: Society of Petroleum Engineers, 2016. - 16.

26. Адамсон К. Строительство скважин при высоких забойных давлениях и температурах // Нефтегазовое обозрение.: Шлюмберже, 1999. - Осень. - с. 42-57.

27. Мильштейн В.М. Цементирование буровых скважин. - Краснодар: ОАО НПО "Бурение", 2003. - 375 с.

REFERENCES (ending)

24. Afanas'ev N.F., Celujko M.K. Dobavki v betony i rastvory. - Kiev : Budivehl'nyk, 1989. - 127 p.

25. Bakirov D.L., Burdyga V.A., Svyatuhova S.S., Melekhov A.V., Kafarova I.V., SHadchnev A.N., SHtyfel' A.P., YAkunin S.A., CHudinov V.A. Tamponazhnyj material dlya temperaturnogo diapazona 160-300 °C. — M.: Society of Petroleum Engineers, 2016. - 16 p.

26. Adamson K. Stroitel'stvo skvazhin pri vysokih zabojnyh davleniyah i temperaturah // Neftegazovoe obozrenie.: SHlyumberzhe, 1999. - Osen'. - p. 42-57.

27. Mil'shtejn V.M. Cementirovanie burovyh skvazhin. — Krasnodar: PJSC NPO "Burenie", 2003. - 375 p.

УДК 622.245.422.6

Тампонажные материалы для крепления нагнетательных скважин под термогазовое воздействие на Средне-Назымском месторождении

ВведениеОдним из перспективных методов разработки пород

баженовской свиты является термогазовое воздействие. Реализация данного метода предусматривает строитель-ство нагнетательных и добывающих скважин [1]. В про-дуктивный пласт нагнетательной скважины под давлением закачивают воздух и воду. Происходит инициирование подвижного фронта горения в пласте, что приводит к вытеснению легкой нефти к добывающим скважинам вследствие роста пластового давления и температуры [2]. За счет фронта горения призабойная зона скважины испы-тывает высокие температурные нагрузки. В результате воздействия высокой температуры на цементный камень происходит термическая деструкция, рост внутренних напряжений в цементном камне и его разрушение. В статье представлены результаты разработки термостойких тампонажных материалов для крепления нагнетательных скважин под термогазовое воздействие на Средне-Назымском месторождении АО «РИТЭК».

Постановка исследованияНагнетательная скважина для термогазового воздей-

ствия имеет следующую конструкцию: направление, кон-дуктор, эксплуатационную колонну и хвостовик (рисунок 1).

Для проведения исследований были определены следу-ющие основные требования к тампонажным материалам для крепления скважин в интервалах термогазового воз-действия, указанные в таблице 1.

Для выполнения лабораторных исследований при температуре 300 °С была разработана и изготовлена специальная форма для выдержки образцов цементного камня при высоких температурах (рисунок 2). Особен-ностью оборудования является наличие манометра с воз-можностью контроля давления внутри формы, а также клапана высокого давления, через который возможно проводить подкачку жидкости (воды) для предупреждения закипания жидкости внутри формы [3].

В статье под термином «термостойкость тампонажного материала» понимается способность цементного камня

С.А. Якунин – аспирант

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)



противостоять термической деструкции. Под термической деструкцией цементного камня понимается изменение его механической прочности во времени при воздействии высоких температур.

Проведение лабораторных испытанийПри исследованиях рассматривались основные виды

термостойких тампонажных материалов: цементы на основе доменных шлаков, песчанистый тампонажный

Таблица 1. Требования, предъявляемые к тампонажным составам для крепления скважин в интервалах термогазового воздействия.

№ п/п

Наименование показателя Нижняя часть эксплуатационной колонны

Хвостовик

1 Плотность раствора, кг/м3, не более 2000 2000

2 Растекаемость цементного теста, мм, не менее 180 200

3 Водоотделение, %, не более 0,5 0,5

4 Водоотдача за 30 мин, см3, не более 100 100

5 Время загустевания раствора доконсистенции 30 Вс, при tдин = 75 °C, P = 45,0 МПа, мин, не менее

90 240

6 Прочность цементного камня, не менее

- на изгиб- на сжатие

через 48 часов, МПа,при 90 °С

3,512,0

через 48 часов, МПа, при 90 °С

3,512,0

7 Прочность цементного камня после 10 циклов испытаний термостойкости, МПа, не менее- на изгиб- на сжатие

при 300 °C

3,512,0

при 300 °C

3,512,0

8 Прочность цементного камня на сжатие через месяц, МПа, при 90 °С, не менее

- 45,0

Рис. 1. Принципиальная конструкция нагнетательной скважины.

Рис. 2. Форма для выдержки образцов цементного камня при высоких температурах.



портландцемент, известково-кремнеземистые це-менты, белито-кремнеземистый цементы, глино-земистый цемент, цементы с добавкой перлита и его модификаций и способы повышения термостойкости цементного камня, а также портландцементы, которые применяются при цементировании обычных скважин на данном месторождении: ПЦТ I-50, ПЦТ I-100 и ПЦТ I-G.

Для лабораторных исследований были взяты цементы марок ПЦТ I-50, ПЦТ I-100 и ПЦТ I-G для того, чтобы оценить возможность их применения при креплении скважин под термогазовое воз-действие. Проведенные исследования «чистых» портландцементов ПЦТ I-50, ПЦТ I-100, ПЦТ I-G подтвердили влияние термической деструкции на прочность цементного камня. На всех образцах после 3-х циклов испытания появлялись трещины, а прочность цементного камня после 10 циклов термической нагрузки значительно снизилась. Результаты исследований представлены в таб-лице 2.

На основании выполненных аналитических исследований термостойких тампонажных ма-териалов, дальнейшие испытания проводились с тампонажными материалами серии Termolight производства ООО «Гранула» и цементно-кварцевой смесью, как с наиболее под-ходящими к условиям цементирования об-садных колонн скважин с ТГВ на Средне-Назымском месторождении.

В результате проведенных иссле-дований установлено, что базовые составы Termolight-4 и Termolight-9 после прове-дения 10 циклов испытаний визуально не разрушены. Прочность цементного камня у состава Termolight-4, после воздействия температуры 160 °С увеличилась. У состава Termolight-9 прочность цементного камня при изгибе не изменилась и отмечен рост прочности цементного камня при сжатии. Дополнительно были проведены сравнительные испытания термостойкости цементного камня ПЦТ I-G, Termolight-9, а также цементно-кварцевой смеси (ПЦТ I-G – 70 % и кварцевая мука – 30 %) при помощи ультразвукового анализатора прочности цементного камня OFITE UCA 120-50. Результаты исследований пред-ставлены в таблице 3-4 и на рисунках 3-5.

По результатам исследований установ-лено, что прочность на сжатие при увели-чении температуры до 200 °С снижается у всех составов. При этом наблюдается резкое падение прочности состава ПЦТ I-G и песчано-кварцевой смеси (рису-нок 4), а незначительное снижение - для состава TermoLight-9. впоследствии при воздействии температуры прочность камня на основе ПЦТ I-G продолжает снижаться, прочность песчано-кварцевого камня остается без изменений, а значения прочности камня с TermoLight-9 растут (рисунок 5).

На рисунке 6 представлена фотография образца цементного камня на основе

Таблица 2. Результаты исследований термостойкости портландцементов.

Наименование показателя ПЦТ I-50 ПЦТ I-100 ПЦТ I-G

Водоцементное соотношение

0,5 0,5 0,44

Плотность раствора, кг/м3 1830 1820 1890

Прочность цементного камня через 24 часа, МПа, при 90 °С, - на изгиб - на сжатие

3,515,8

3,614,5

4,821,8

Прочность цементного камня после 10 циклов испытаний термостойкости при 200 °C, МПа, - на изгиб - на сжатие

0,710,4

2,011,9

1,011,8

Таблица 3. Результаты испытаний составов Termolight и цементно-песчаной смеси.

Наименование показателя Termo-light-4

Termo-light-9

ПЦТ I-G -70%, кварцевая мука -30%

Водоцементное соотношение

0,6 0,38 0,42

Плотность раствора, кг/м3 1400 1900 1900

Прочность цементного камня через 24 часа, МПа, при 90 °С, - на изгиб - на сжатие

2,57,5

2,712,1

1,97,5

Прочность цементного камня после 10 циклов испытаний термостойкости при 160 °C, МПа, - на изгиб - на сжатие

3,613,6 - -

Прочность цементного камня после 10 циклов испытаний термостойкости при 200 °C, МПа, - на изгиб - на сжатие -

2,718,0

1,77,0

Прочность цементного камня после 10 циклов испытаний термостойкости при 300 °C, МПа, - на изгиб - на сжатие -

2,725,0

1,56,4



цемента ПЦТ I-G после тер-мического воздействия, на ко-тором явно видны признаки термической деструкции.

На рисунке 7 представлена фотография образца це-ментного камня на основе Termolight-9 после терми-ческого воздействия, с от-сутствием признаков терми-ческой деструкции.

Цементно-кварцевая смесь сильно теряет в прочност-ных характеристиках при повышении температуры. «Базовый» тампонажный це-мент Termolight-9 обладает высокими показателями во-доотдачи и быстрым загустеванием - 36 минут. По-скольку у «базового» тампонажного цемента Termolight-4 недостаточно высокие седименатационные и прочностные характеристики, поэтому составы Termolight были дора-ботаны.

Для обеспечения удовлетворительных реологических характеристик и требуемого времени загустевания при со-хранении термостойкости «базовых» составов Termolight в них введены минеральные добавки (наполнители). В ходе проведенных исследований установлено, что оптимальными свойствами по термостойкости, седиментационной устойчивости и стабильности проч-ностных свойств при длительных сроках твердения в условиях повышенных температур, применительно к условиям крепления скважин с термогазовым воз-действием на Средне-Назымском месторождении об-ладают смеси, в состав в которых дополнительно введены добавки тонкодисперсной золы теплоэлектростанций (ТЗТ) и мик-рокремнезем.

В результате разработаны новые мо-дификации цементов Termolight-9 (300) нормальной плотности следующего состава: Termolight-9 – 100 %, ТЗТ – 5,0% (сверх 100 %), микрокремнезем – 3,0% (сверх 100 %) и облегченный Termolight-4 (160), состава: Termolight-4 – 100%, ТЗТ – 1,0%, микрокремнезем – 1,0%. Параметры разработанных тампонажных растворов стабильны и прогнозируемы, как в атмосферных условиях, так и в баротермальных усло-виях. Тампонажные материалы имеют повышенные сроки ОЗЦ (48 часов), необходимые для формирования пра-вильной кристаллической структуры (таблица 5).

Промысловые испытанияПромысловые испытания разрабо-

танного термостойкого состава Termolight-9 (300) проведены при цементировании хвостовика нагне-тательной скважины № 219бис Средне-Назымского месторождения. Цементирование хвостовика прошло без осложнений. Затворение, закачка

в скважину и продавка в затрубное пространство раз-работанного тампонажного раствора проводились в штатном режиме с использованием базового комплекса цементировочного оборудования. Результаты качества крепления представлены на рисунке 8.

ЗАКЛЮЧЕНИЕДля цементирования нагнетательных скважин под

термогазовое воздействие в интервале влияния высоких температур требуется применять термостойкие тампо-нажные цементы. Для условий нагнетательных скважин Средне-Назымского месторождения разработаны новые модификации цементов Termolight-9 (300) и Termolight-4 (160), устойчивые к термическому воздействию. Пара-метры разработанных тампонажных растворов стабильны и прогнозируемы в атмосферных и в баротермальных условиях. Разработанные тампонажные материалы имеют

Таблица 4. Результаты исследований термостойкости цементного камня ультразвуковым методом на основе ПЦТ I-G, Termolight-9, смеси ПЦТ I-G и кварцевой муки.

НаименованиеПрочность через 24 часа, МПа

Прочность после набора температуры 200 °C, МПа

Продолжи-тельность

исследований, час:мин

Конечная прочность,

МПа

ПЦТ I-G – 100 % 12,8 6,0 120:20 2,3

Termolight-9 – 100 % 11,0 10,0 194:35 12,5

ПЦТ I-G – 70 %Кварцевая мука – 30%

7,8 4,9 118:00 4,9

Рис. 3. Диаграмма набора прочности тампонажного камня ПЦТ I-G.(ось абсцисс – время проведения исследования (Relative time), час; ось ординат, зеленая линия – прочность при сжатии (Сompressive strength), МПа; красная линия – температура (Temp), °С; синия линия – время прохождения (Transit time) ультразвукового сигнала).



повышенные сроки ОЗЦ (48 часов) необходимые для формирования пра-вильной кристаллической структуры. Для достижения более высокой тер-мостойкости до 300 °С для цемента нормальной плотности и до 160 °С для облегченного тампонажного цемента в «базовый» тампонажный материал введены дополнительные материалы и реагенты, повышающие термостойкость, увеличивающие седиментационную устойчивость, время загустевания и прочность цементного камня.

Рис. 4. Диаграмма набора прочности тампонажного состава ПЦТ I-G 70% и кварцевой муки 30%.(ось абсцисс – время проведения исследования (Relative time), час;ось ординат, зеленая линия – прочность при сжатии (Сompressive strength), МПа; красная линия – температура (Temp), °С; синяя линия – время прохождения (Transit time) ультразвукового сигнала).

Рис. 5. Диаграмма набора прочности тампонажного состава Termolight-9.(ось абсцисс – время проведения исследования (Relative time), час;ось ординат, зеленая линия – прочность при сжатии (Сompressive strength), МПа; красная линия – температура (Temp), °С; синяя линия – время прохождения (Transit time) ультразвукового сигнала).


Табл

ица

5. Ф

изико-механические свой

ства р

ецептур

тампо

нажны

х см

есей.

Состав смеси

В/Ц

Растекае-

мость,

мм

Плот-

ность,

кг/м

3Во

доотде-

лени

е, %

Водо-

отдача,

см3 /30

мин

Врем

я загустевания

до 30 Вс, пр

иt ди

н = 75 °C,

P =

45,0 М

Па,

мин

Про

чность

через 48 ч п

ри

90 °С, М

Па

Про

чность через

10 ц

иклов пр

и 300 °С, МПа

Про

чность

через 30 суток

при

90 °С, М

Па

Про

чность через

30 суток п

ри

300 °С, МПа

изгиб

cжатие

изгиб

cжатие

изгиб

cжатие

изгиб

cжатие

23

45

67

89

1011

1213

1413

14

для цементиро

вани

я ни

жней

части

(250 м

от башмака) эксплуатаци

онно

й колонн

ы н

агнетательны

х скважин

Требования

Не

менее

180

Не бо

лее

2000

Не бо

лее

0,5

Не бо

лее

100

Не менее 270

Не

менее

3,5

Не

менее

12

Не

менее

3,5

Не

менее

12

--

--

Term

olight 9 (300)

ГранЦем

Пласт

ГранЦем

ГазБл

окГранЦем

ФоамБл

ок

0,41

250

1875

0,1

50204

5,1

26,2

8,2

47,8

--

8,2

51,9

цементиро

вани

е хвостовиков нагнетательных скважин

.

Требования

Не

менее

200

Не бо

лее

2000

Не бо

лее

0,5

Не бо

лее

100

Не менее 240

Не

менее

3,5

Не

менее

12,0

Не

менее

3,5

Не

менее

12,0

-Не

менее

45,0

--

Term

oLight 9 (300)

ГранЦем

Ретард

ГранЦем

Пласт

ГранЦем

ГазБл

окГранЦем

ФоамБл

ок

0,37

250

1910

0,1

4,5

265

4,0

17,5

4,5

33,7

8,2

47,8

8,3

51,0





1. Якунин С.А., Шадчнев А.Н., Штыфель А.П., Чудинов В.А., Агишев А.Р. Конструкция нагнетательной скважины при условии термогазового воздействия на пласт Средне-Назымского месторождения // OnePetro, 2016. SPE-182134-RU.

2. Якунин С.А., Штыфель А.П., Кульчицкий В.В., Чудинов В.А., Кашин Е.А., Якунина А.С., Ясин Н. Оптимизация строительства горизонтальных скважин на баженовскую свиту // Инженер-нефтяник. – М.: ООО «Ай Ди Эс Дриллинг», 2015. - №4. - с. 9-12.

3. Якунин С.А., Шадчнев А.Н., Штыфель А.П. и др. Тампонажный материал для температурного диапазона 160-300 °С. // OnePetro, 2016. SPE-181935-RU.

REFERENCES

1. YAkunin S.A., SHadchnev A.N., SHtyfel' A.P., CHudinov V.A., Agishev A.R. Konstrukciya nagnetatel'noj skvazhiny pri uslovii termogazovogo vozdejstviya na plast Sredne-Nazymskogo mestorozhdeniya // OnePetro, 2016. SPE-182134-RU.

2. YAkunin S.A., SHtyfel' A.P., Kul'chickij V.V., CHudinov V.A., Kashin E.A., YAkunina A.S., YAsin N. Optimizaciya stroitel'stva gorizontal'nyh skvazhin na bazhenovskuyu svitu // Inzhener-neftyanik. – M.: LLC «IDS Drilling», 2015. - №4. - p. 9-12.

3. YAkunin S.A., SHadchnev A.N., SHtyfel' A.P. i dr. Tamponazhnyj material dlya temperaturnogo diapazona 160-300 °S. // OnePetro, 2016. SPE-181935-RU.

Рис. 6. Образец цементного камня на основе ПЦТ I-G после термического воздействия.

Рис. 7. Образец цементного камня на основе Termolight-9 после термического воздействия.

Рис. 8. Результаты цементирования по АКЦ.


РАзВИТИЕ ТЕхНИкИ И ТЕхНОлОгИИ ВОССТАНОВлЕНИя гЕРМЕТИчНОСТИ...

Развитие техники и технологии восстановления герметичности эксплуатационных колонн и изоляции зон осложнений в боковых стволах профильными перекрывателями

1 А.А. Мухаметшин - кандидат техн. наук, ведущий научный сотрудник;1 А.Л. Насыров - научный сотрудник;

2 И.Ф. Мухтаров - зам. начальника департамента;2 Н.А. Гараев - ведущий инженер-конструктор

( 1 «ТатНИПИнефть»; 2 ООО «Перекрыватель»)

Поздняя стадия разработки большинства крупных и средних месторождений, жесткие рыночные условия функционирования требуют от нефтяных компаний нашей страны, и в частности от ПАО «Татнефть», создания со-временных энерго – и ресурсосберегающих технологий и инновационного оборудования, позволяющих мини-мизировать затраты на добычу остаточных запасов и повысить коэффициент извлечения нефти. Капитальный ремонт скважин методом восстановления герметичности эксплуатационной колонны с применением профильных перекрывателей (ПП), а также перевод малодебитных и обводнившихся скважин в разряд многоствольных и многозабойных скважин методом зарезки и бурения боковых стволов с перекрытием зон осложнений, встре-чающихся в процессе бурения ПП, и поддержание их работоспособности в период эксплуатации позволяют существенно снизить капитальные вложения на дораз-работку таких месторождений.

ПП для борьбы с осложнениями при бурении сква-жин были разработаны в 1977 г. [1], а для ремонта экс-плуатационных колонн начали применяться с 1980 г. [2]. Перекрыватели устанавливаются и закрепляются в сква-жине созданием давления жидкости внутри колонны про-фильных труб, их выправлением и прижатием к стенкам скважины, поэтому изначально конструировались с баш-маками на нижнем конце в виде пробки и спускного устройства на верхнем для соединения с колонной труб, позволяющих герметизировать их внутреннюю полость.

Первоначальная технология применения ПП для ре-монта эксплуатационных колонн осуществлялась за 3-5 спуско-подъёмных операций (СПО) (рис. 1):

- спуск перекрывателя в интервал установки, его вы-правление давлением жидкости и фиксация к стенкам эксплуатационной колонны;

- отсоединение спускного устройства и извлечение его из скважины;

- спуск одношарошечного развальцевателя для рас-ширения цилиндрических участков и до выправления

профильных участков и прикатывания всего перекрывателя к стенке эксплуатационной колонны. Вывинчивание баш-мака и развальцовывание нижнего конца ПП;

- спуск фрезы и фрезерование башмака на отсекаю-щем мосту.

Наибольшие проблемы в этой технологической це-почке создавала операция отсоединения чугунного баш-мака от ПП. Вывинчивание башмака одношарошечным развальцевателем усложняло работы по установке ПП, увеличивало их продолжительность и стоимость [2]. В некоторых случаях вывинтить башмак не удавалось,

УДК 622.245.1

Рис. 1. Профильный перекрыватель с неразборным башмаком и технологические опера-ции его установки.



поэтому приходилось извлекать развальцеватель из сква-жины и спускать фрезу для разрушения башмака. После этого повторно спускать развальцеватель для расширения нижнего цилиндрического участка и прикатывания его к стенке эксплуатационной колонны. Заключительной операцией являлось разбуривание остатков башмака на отсекающем цементном мосту, устанавливаемом на пе-риод проведения ремонтных работ в скважине.

По результатам применения ПП в 9 скважинах за пе-риод с 1980 г. по 1981 г. затраты времени на установку перекрывателя составляли от 36 ч до 160 ч, из которых от 16 ч до 52 ч тратились на вывинчивание башмака, или на фрезерование непосредственно в перекрывателе, или разбуривание его на цементном мосту.

С целью сокращения сроков проведения ремонтных работ, ресурсосбережения и упрощения работ по применению ПП институтом «ТатНИПИнефть» были разработаны перекрыватели с разборными и извле-каемыми башмаками и спускными устройствами – по-садочными головками для их отвинчивания и извле-чения из скважины, позволяющими устанавливать и раз-вальцовывать ПП за одну СПО [3].

Профильный перекрыватель П-146 (168) с разборным чугунным башмаком и посадочной головкой для вос-становления герметичности эксплуатационных колонн диаметром 146 мм и 168 мм разработан в 1982 г. и был первым в линейке перекрывателей, который поз-волял производить его установку, развальцовывание и развинчивание башмака за одну СПО (рис. 2) [4].

Технологические операции по установке П-146 (168) проводились в следующей последовательности:

- калибровка эксплуатационной колонны в интервале установки ПП раздвижным расширителем РРУ-116/132 (134/152) [4];

- спуск перекрывателя в интервал установки, его вы-правление давлением жидкости и фиксация к стенке эксплуатационной колонны;

- отсоединение спускного устройства – посадочной головки под действием давления жидкости, которым вы-правляется ПП, и созданием осевого усилия на колонну бурильных труб;

- вальцевание цилиндрических и профильных участ-ков, прикатывание всего перекрывателя к стенке эксплуа-тационной колонны компоновкой развальцевателей;

- развинчивание башмака и вальцевание нижнего конца;

- извлечение развальцевателей из скважины.Профильный перекрыватель П-146 (168) с 1983 г. по

2005 г. применен в различных регионах России в 41 сква-жине. В 1990 г. и 1991 г. сдан межведомственной приемочной комиссии и передан в производство. Эко-номический эффект от использования П-146 (168) складывается из сокращения сроков проведения капи-тального ремонта скважин и уменьшения числа СПО для установки ПП с 3–5 до одной, что при работе с при-менением ремонтного агрегата А-50 составляет более 3 суток. В 1983 г. в скважине № 12009 Сармановской площади установлен П-146 длиной 16 м за одну СПО в течение 40 ч. При этом развинчивание башмака было осуществлено одновременно с вальцеванием нижнего цилиндрического конца ПП и не оказывало негативного влияния на скорость вальцевания. При этом башмак раз-деляется на пять небольших частей, изготовленных из чугуна, которые падают на отсекающий цементный мост и разбуриваются вместе с ним [2].

В 1999 г. разработан извле-каемый башмак [5], который позволил устанавливать ПП без оставления деталей в скважине, исключив операцию по разбуриванию упавших де-талей чугунного башмака на отсекающий цементный мост (рис. 3).

Для захвата башмака, его развинчивания и извлечения из скважины была изменена конструкция посадочной голов-ки, которую дополнительно оснастили вальцующими ша-рошками. С целью повышения герметизации зазора между эксплуатационной колонной и ПП сверху и снизу устано-вили пакеры с особым профи-лем резины. Вальцевание пе-рекрывателя и его прикатку осуществляли компоновкой из трех секций шарошечных раз-вальцевателей, установленных выше посадочной головки, что позволило уменьшить осевые нагрузки и увеличить скорость развальцовывания, сократив тем самым сроки проведения

Рис. 2. Профильный перекрыватель П-146 (168) с разборным башмаком.

Рис. 3. Профильный перекрыватель ПБ-168К с извлекаемым башмаком.



работ. Перекрыватель получил название ПБ-168К (146К) – перекрыватель с извлекаемым башмаком для эксплуа-тационных колонн диаметром 168 мм и 146 мм [3].

Впервые опытный образец ПБ-146К длиной 26,7 м был успешно применен с извлечением башмака в скважине №1448 Туймазинской за 28 ч. Промысловые испыта-ния ПБ-168К проведены в 7 скважинах в период с 2002 г. по 2003 г. Башмаки извлекли в 6 скважинах, в одной скважине из-за нарушения технологической дис-циплины (падение гайки в скважину во время СПО) башмак пришлось разбурить. Захват и развинчивание башмаков посадочной головкой производился в режиме развальцовывания перекрывателя – 10 м/ч, не оказывая влияния на технологические параметры и не создавая препятствий. После развальцовывания нижнего конца ПП компоновкой развальцевателей башмаки беспрепятствен-но извлекались из скважин [3]. В дальнейшем для ре-монта эксплуатационных колонн диаметром 168 мм и 146 мм применялись только ПБ-168К (146К). Затраты времени на установку перекрывателей по мере отработки технологии и совершенствования оборудования снизились до 28–36 ч.

С помощью профильных перекрывателей отремон-тировано свыше 70 скважин с успешностью 89,5% (восстановление герметичности колонн), при этом успешность применения перекрывателей с разборными и извлекаемыми башмаками в 41 скважине составила 92,7% [3].

С развитием технологии капитального ремонта скважин методом зарезки и бурения боковых стволов (ЗБС), увеличением длины бокового ствола (БС) и бурением боковых горизонтальных стволов (БГС) увеличилось ко-личество осложнений, которые трудно ликвидировать традиционными методами вследствие малых диаметров стволов.

На Ромашкинском месторождении наибольшее число осложнений встречается в кыновских аргиллитах, тол-щина которых местами достигает 30 м. Осложнения вы-ражаются в осыпях, обвалах аргиллитов и образовании выступов на границе перехода от мягких пород к твёрдым пропласткам кыновских отложений, а также наличием зон полного (катастрофического) поглощения промывочной жидкости, на изоляцию которых методами намыва наполнителей и цементных заливок расходу-ется большое количество материалов и времени, в большинстве случаев без положительного результата [6, 7]. Особенно труднопреодолимыми эти осложнения ста-новятся на участках набора зенитного угла и бурения горизонтальной части БГС вследствие образования боль-шого числа расширений и уступов (рис. 4) при использовании забойного двигателя с углом перекоса. С переходом к бурению скважин малого диаметра (СМД) 156 мм столкнулись с такими же трудностями.

Для борьбы с такими осложнениями первоначально применялись перекрыватели П-168С (146С) с разборным чугунным баш-маком для безцементного крепления БС и сварным соединением труб по профильной части по технологии, описанной выше, позволяющие после перекрытия зон осложнений с минимальным уменьшением диаметра ствола вскрывать продуктивные пласты на облегченных буровых растворах с минимальной репрессией, сохраняя их естественную проницаемость, что повышает

дебит, сокращает сроки бурения и освоения скважин, а также срок их окупаемости.

Впервые с применением П-146С изолированы зо-ны катастрофического поглощения при бурении БС диаметром 124 мм в следующих скважинах ПАО «Тат-нефть»: №207з Кутушско-Кадеевской площади, №5912з Березовской площади в 2008 г., а также в скважине №306з ОАО «ТНК-ВР» в 2010 г. Перекрыватели П-168С применены при бурении БС диаметром 144 мм в сква-жинах №395з ОАО «Оренбургнефть» и №5493, №5497 НГДУ «ТатРИТЭКнефть» в 2010 г., а также №2524 того же НГДУ в 2013 г. Во всех скважинах циркуляция бурового раствора восстановлена полностью и БС добурены до проектного забоя долотами меньшего диа-метра. Разборные чугунные башмаки отсоединялись от ПП в процессе развальцовки и разбуривались при дальнейшем углублении БС. Экономический эффект от использования предложенной техники и технологии для изоляции зон осложнений при бурении БС по сравнению с цементными технологиями составил 392,8 тыс. руб. на одну скважину [6].

Опыт применения перекрывателей П-146С и П-168С, вы-пускаемых ООО «Перекрыватель», показал, что циркуляция бурового раствора после перекрытия зон поглощения вос-станавливается до 100%, но дальнейшее бурение БС из-за конструктивных особенностей ПП приходится осуществлять долотом меньшего диаметра. Также выяснилось, что при спуске перекрывателей в интервал установки необходимо периодически промывать ствол скважины. При продвижении перекрывателя в БС и БГС из-за его жёсткости при посадке на уступы (рис. 4) возникают осевые усилия, превышающие прочность соединений посадочной головки и башмака с ПП методом обжатия (рис. 3). Посадочная головка и башмак сдвигались внутрь ПП, и происходила его разгерметизация.

С целью исключения этих недостатков институтом ТатНИПИнефть были разработаны перекрыватели с извлекаемыми башмаками ПБИ-144/130 (124/110), позво-ляющие производить промывку скважины в процессе спуска ПП в скважину, с закреплением посадочной го-ловки и башмака, а также соединением труб в ПП резь-бовыми соединениями (рис. 5) [7–9].

Стендовые испытания ПБИ-144/130, проведенные в ТатНИПИнефти, показали, что конструкция башмака позволяет осуществлять промывку скважины через ПП с расходом жидкости 25 м3/ч, не изменяя его геометриче-ских размеров, соединяться с посадочной головкой, легко отвинчиваться и извлекаться из скважины после полной развальцовки перекрывателя (рис. 6). При этом узел фиксации башмака в рабочем положении выдерживает

Рис. 4. Расширения и уступы в горизонтальной части ствола скважины, образующиеся при бурении винтовым забойным двигателем.



страгивающую нагрузку 250 кН, а резьбовые соединения профильных труб, посадочной головки и башмака вы-держивают без разрушения давление жидкости 20 МПа, создаваемое для выправления и закрепления ПП в сква-жине [10].

В промысловых условиях ПБИ-144/130 применен при бурении БС скважины №831дз Абдрахмановской площади НГДУ «Лениногорскнефть» для перекрытия кыновских аргилитов в интервале 1642,5-1687 м. Сборку перекрывателя ПБИ-144/130 из 6 профильных труб и компоновки развальцевателей осуществили по специальному резьбовому соединению [8] на устье скважины за один час. Общие затраты времени на уста-новку перекрывателя составили 48 ч, в том числе на его развальцовку 7 ч. Средняя механическая скорость валь-цевания перекрывателя длиной 44,5 м составила 8,6 м/ч.

Дальнейшее бурение БС скважины осуществили до-лотом диаметром 124 мм в компоновке с винтовым дви-гателем Д1-106. Бурение и крепление БС завершено без осложнений. Дебит после освоения скважины составил 7,6 т/сут [7].

Экономический эффект от применения ПБИ-144/130 по сравнению с цементными технологиями (установка це-ментных мостов) составил 1114,5 тыс. руб. на скважину (в ценах 2010 г.).

С увеличением числа скважин, в которых применялись ПП для ликвидации зон осложнений в БС, БГС и СМД, вы-яснилось, что для продвижения перекрывателей в таких стволах и доставки их в интервал установки большое значение имеют параметры ствола: интенсивность на-бора кривизны, величина пространственного угла, эффективный диаметр, отсутствие глинистой корки и шлама. На основе теоретических исследований и

практического опыта установлено, что наилучшим тех-нологическим приемом, обеспечивающим достижение не-обходимых параметров ствола в зоне набора кривизны для свободного прохождения ПП, является увеличение его диаметра расширителем. Для осуществления этой технологической операции был применен расширитель РРМ-116/140 (130/160, 145/175) для БС, пробуренных долотами диаметром 124 мм, 144 мм и 156 мм со-ответственно. Расширитель оснастили зубками PDС, позволяющими за один рейс расширять участок БС или СМД большой протяженности под установку ПП и про-дуктивной части ствола, увеличивая площадь притока флюидов в скважину и позволяя продолжить бурение долотами того же диаметра.

С появлением новых материалов с механическими свойствами, отвечающими нашим технологическим тре-бованиям, на основе стендовых исследований выбрали новый материал для изготовления башмака – блочный полиамид, выдерживающий большие статические на-грузки от давления жидкости при выправлении ПП и легко разрушающийся от механического воздействия развальцевателя, позволяющий упростить конструкцию башмака, удешевить его изготовление и исключить опе-рацию по разбуриванию деталей башмака на отсекающем цементном мосту. Башмаки в зависимости от геологических условий бурения БС и СМД изготавливаются с закрытым и открытым промывочным отверстием, закрываемым дю-ралевым шаром, который бросают в бурильные трубы с устья скважины.

Для вальцевания ПП большой длины и разрушения башмака модернизировали одношарошечный развальце-ватель: упрочнили вальцующую поверхность и оснастили его режущими элементами.

Рис. 5. Профильный перекрыватель ПБИ-144/130 с извлекаемым башмаком для перекрытия зон осложнений в БС и БГС.

Рис. 6. Извлекаемый башмак ПБИ-144/130, подня-тый из скважины в процессе стендовых испытаний.



Всё это позволило ООО «Перекрыватель» (г. Азнакаево) освоить серийное производство П-124С (144С, 156С), устанавливаемых в стволах, пробуренных долотами диа-метром 124 мм, 144 мм и 156 мм в расширенном ин-тервале и П-124 СУ (144СУ, 156СУ), без расширения ствола для ликвидации зон осложнений при бурении БС и БГС, а также СМД, и организовать их массовое при-менение на промыслах с инженерно-технологическим со-провождением сервисной службы этой же компании.

Технология установки ПП описана выше, только для расширения БС или СМД применяются расширители РРМ-116/140 (130/160, 145/175).

В настоящее время ПП применены в 121 скважине для ликвидации зон осложнений, из них в 42 скважинах без расширения ствола, в 79 скважинах с расширением, позволившие продолжить бурение долотами того же диаметра (рис. 7). Средняя длина ПП каждой марки и среднее время на изоляцию зоны осложнения с его при-менением указаны в таблице 1.

Как видно из графика (рис. 7) и таблицы 1, бóльшее количество времени затрачивается на ликвидацию зон осложнений с расширением БС или СМД, поэтому промыс-ловики предпочитают ликвидировать зоны осложнений в скважинах диаметром 144 мм и 156 мм с уменьшением диаметра ствола, и только в скважинах диаметром 124 мм устанавливают ПП в расширенную часть ствола для того, чтобы продолжить бурение долотом диаметром 124 мм или диаметром 120,6 мм. Время, затрачиваемое на разру-шение башмака из полиакриламида, составляет 1,0–1,5 ч, что менее 1,5% от общего времени, затрачиваемого на ликвидации зоны осложнений, и хорошо вписывается в технологическую цепочку. Ни на одной скважине не потребовалось дополнительной СПО для разрушения башмака.

Выводы1. Научными исследованиями и опытом работ выявлено,

что главным ограничивающим фактором применения ПП

является конструкция башмака, которая должна выполнять ряд противоречивых функций: направлять ПП по оси скважины, способствовать преодолению встречающихся препятствий, при необходимости производить промывку ствола, герметично закрываться в расчетном интервале, быть прочным, надежно закрепляться в ПП, легко разрушаться при взаимодействии с развальцевателями или буровыми инструментами, легко отсоединяться от ПП или полностью извлекаться из скважины, не создавая препятствий для дальнейших действий в стволе сква-жины.

2. Разработаны, испытаны и применены конструкции башмаков, отвечающие требованиям технических заданий, основанных на технологических вызовах соответствующего периода развития нефтегазового комплекса сервисных услуг, позволившие в свое время значительно сократить сроки ремонта и бурения скважин, уменьшить расход материалов, электроэнергии, горючего и ускорить ввод скважин в эксплуатацию с сохранением коллекторских свойств продуктивных пластов.

3. Доказана экономическая эффективность приме-нения ПП с различными конструкциями башмаков для ремонта эксплуатационных колонн и изоляции зон осложнений при бурении БС, БГС и СМД для соответ-ствующего периода их применения.

Рис. 7. Результаты применения ПП для борьбы с осложнениями при бурении БС, БГС и СМД по годам.



1. Абдрахманов Г.С. Крепление скважин экспан-дируемыми трубами. - учеб. пособие для вузов. - 2-е изд., доп. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2014. – 267 с.

2. Мелинг К.В. Разработка техники и технологии восстановления крепи скважин профильными перекрывателями: дис. канд. техн. наук: 05.15.10. – Бугульма: ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть», 2000. – 214 с.

3. Мелинг К.В., Мухаметшин А.А, Насыров А.Л., Хабибуллин Р.Я. Восстановление герметичности эксплуатационных колонн профильными перекрыва-телями // Нефтяное хозяйство. М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», – 2006. – №3. – с. 72-75.

4. Пат. 1070989 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Профильный перекрыватель / Мелинг К.В., Абдрахманов Г.С., Юсупов И.Г., Сафонов Ю.А.; заявитель и патентообладатель ТатНИПИнефть. – №3475326/22-03; заявл. 27.07.82; опубл. 30.08.94.

5. Пат. 2172387 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Башмак для установки профильных пере-крывателей в скважинах / Юсупов И.Г., Абдрахманов Г.С., Фархутдинов Р.Г., Хамитьянов Н.Х., Мелинг К.В., Кашапов И.К., Мухаметшин А.А., Вильданов Н.Н., Насыров А.Л.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 99117606/03; заявл. 10.08.99; опубл. 20.08.01, Бюл. №23.

6. Мелинг К.В., Ахмадишин Ф.Ф., Насыров А.Л., Максимов Д.В., Мелинг В.К. Изоляция зон поглощений бурового раствора в боковых стволах с применением профильного перекрывателя // Нефтяное хозяйство. М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», – 2009. – №11. – с. 107-109.

7. Ахмадишин Ф.Ф., Мелинг К.В., Мухаметшин А.А., Насыров А.Л., Андронов С.Н. Изоляция Кыновских аргиллитов профильным перекрывателем ПБИ-144/130. // Нефтяное хозяйство. М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», – 2010. – №7. – с. 16-17.

8. Пат. 56932 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Соединение профильных труб перекры-вателей скважин / Мелинг К.В., Ахмадишин Ф.Ф., Насыров А.Л., Исмагилов М.А., Мелинг В.К.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2006113512/22; заявл. 20.04.06; опубл. 27.09.06, Бюл. №27.

REFERENCES

1. Abdrahmanov G.S. Kreplenie skvazhin ehkspandiruemymi trubami. - ucheb. posobie dlya vuzov. - 2-e izd., dop. – M.: PJSC «VNIIOENG», 2014. – 267 p.

2. Meling K.V. Razrabotka tekhniki i tekhnologii vosstanovleniya krepi skvazhin profil'nymi perekryvatelyami: dis. kand. tekhn. nauk: 05.15.10. – Bugul'ma: TatNIPIneft'» PJSC «Tatneft'», 2000. – 214 p.

3. Meling K.V., Muhametshin A.A, Nasyrov A.L., Habibullin R.YA. Vosstanovlenie germetichnosti ehkspluatacionnyh kolonn profil'nymi perekryvatelyami // Neftyanoe hozyajstvo. M.: CJSC «Izdatel'stvo «Neftyanoe hozyajstvo», – 2006. – №3. – p. 72-75.

4. Pat. 1070989 Rossijskaya Federaciya, MPK E 21 V 29/10. Profil'nyj perekryvatel' / Meling K.V., Abdrahmanov G.S., YUsupov I.G., Safonov YU.A.; zayavitel' i patentoobladatel' TatNIPIneft'. – №3475326/22-03; zayavl. 27.07.82; opubl. 30.08.94.

5. Pat. 2172387 Rossijskaya Federaciya, MPK E 21 V 29/10. Bashmak dlya ustanovki profil'nyh perekryvatelej v skvazhinah / YUsupov I.G., Abdrahmanov G.S., Farhutdinov R.G., Hamit'yanov N.H., Meling K.V., Kashapov I.K., Muhametshin A.A., Vil'danov N.N., Nasyrov A.L.; zayavitel' i patentoobladatel' OAO «Tatneft'» im. V.D. SHashina. – № 99117606/03; zayavl. 10.08.99; opubl. 20.08.01, Byul. №23.

6. Meling K.V., Ahmadishin F.F., Nasyrov A.L., Maksimov D.V., Meling V.K. Izolyaciya zon pogloshchenij burovogo rastvora v bokovyh stvolah s primeneniem profil'nogo perekryvatelya // Neftyanoe hozyajstvo. M.: CJSC «Izdatel'stvo «Neftyanoe hozyajstvo», – 2009. – №11. – p. 107-109.

7. Ahmadishin F.F., Meling K.V., Muhametshin A.A., Nasyrov A.L., Andronov S.N. Izolyaciya Kynovskih argillitov profil'nym perekryvatelem PBI-144/130. // Neftyanoe hozyajstvo. M.: CJSC «Izdatel'stvo «Neftyanoe hozyajstvo», – 2010. – №7. – p. 16-17.

8. Pat. 56932 Rossijskaya Federaciya, MPK E 21 V 29/10. Soedinenie profil'nyh trub perekryvatelej skvazhin / Meling K.V., Ahmadishin F.F., Nasyrov A.L., Ismagilov M.A., Meling V.K.; zayavitel' i patentoobladatel' PJSC «Tatneft'» im. V.D. SHashina. – № 2006113512/22; zayavl. 20.04.06; opubl. 27.09.06, Byul. №27.


Таблица 1. Продолжительность изоляции зон осложнений с применением ПП различных марок с расширением ствола скважины и без расширения.

Марка ПП П-124С П-124СУ П-144С П-144СУ П-156С П-156СУ

Количество скважин, шт. 52 3 21 25 6 14

Средняя длина ПП, м 37,64 44,03 47,94 38,44 43,37 75,06

Средняя продолжительность ликвидации зоны осложнения, ч

90,44 72,67 94,76 42,94 115,52 87,51


ДВУхВхОДОВыЕ СИСТЕМы кОНТРОля кАк ОПТИМАльНОЕ СРЕДСТВО ИзМЕРЕНИя...

Двухвходовые системы контроля как оптимальное средство измерения динамических приращений параметров бурения

1 Б.А. Перминов – кандидат техн. наук, доцент; 2 В.Б. Перминов - кандидат техн. наук, зам. начальника отдела;

1 З.Х. Ягубов – доктор техн. наук, профессор, зав. кафедрой;1 Э.З. Ягубов – доктор техн. наук, проректор по науке

( 1 – Ухтинский государственный технический университет;2 – ООО «Газпром трансгаз Ухта»)

Процесс бурения скважины на газ и нефть является одним из сложнейших технологических процессов вслед-ствие влияния большого числа случайных факторов. Дей-ствительно, если рассмотреть влияние на процесс бурения хотя бы диссипативных сил, связанных с геологической структурой разбуриваемой горной породы, то только в этом случае имеем непрерывно изменяющуюся динамику моментов сопротивления. При этом, как правило, все динамические воздействия на бурильную колонну в процессе её работы носят случайный характер. Вы-шесказанное предопределяет, что все технологические параметры бурения в режиме углубления скважины не являются постоянными, установившимися, а всегда будут иметь некоторые динамические приращения

относительно заданных программных значений. При этом оценить динамику работы бурильной колонны и буровой установки в целом значительно проще по ди-намическим приращениям параметров бурения, нежели по результатам измерения этих параметров.

Средств измерения, способствующих выделению динамических приращений параметров бурения при углублении скважины, либо не существует, либо такие средства имеют весьма ограниченное применение.

В этой связи возникают актуальные задачи разработки и исследования средств измерения, позволяющие реали-зовать выделение динамических приращений параметров бурения с количественной оценкой этих приращений. В результате многолетних исследований способов и

УДК 681.5.01:531.781


9. Пат. 2498043 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/00. Башмак-клапан для установки профильного перекрывателя в скважине / Мелинг К.В., Багнюк С.Л., Насыров А.Л., Исмагилов М.А., Мелинг В.К.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – №2012119649/03; заявл. 12.05.12; опубл. 10.11.13. - Бюл. №31.

10. Насыров А.Л., Исмагилов М.А., Мухаметшин А.А. Стендовые испытания башмака для расширяемого хвостовика // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». – М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2016. – вып. 84. – с. 136-140.

REFERENCES (ending)

9. Pat. 2498043 Rossijskaya Federaciya, MPK E 21 V 29/00. Bashmak-klapan dlya ustanovki profil'nogo perekryvatelya v skvazhine / Meling K.V., Bagnyuk S.L., Nasyrov A.L., Ismagilov M.A., Meling V.K.; zayavitel' i patentoobladatel' PJSC «Tatneft'» im. V.D. SHashina. – №2012119649/03; zayavl. 12.05.12; opubl. 10.11.13. - Byul. №31.

10. Nasyrov A.L., Ismagilov M.A., Muhametshin A.A. Stendovye ispytaniya bashmaka dlya rasshiryaemogo hvostovika // Sbornik nauchnyh trudov TatNIPIneft' PJSC «Tatneft'». – M.: ZAO «Izdatel'stvo «Neftyanoe hozyajstvo», 2016. – v. 84. – p. 136-140.



средств измерения динамических приращений пара-метров бурения авторы рекомендуют использовать в качестве базисного функционального блока таких си-стем вариационную структуру, представляющую собой встречно–параллельное включение двух апериодических инерционных звеньев [1].

При встречно–параллельном включении звеньев пе-редаточная функция структуры в целом определяется выражением [1]:

, (1)

где WN (p) – передаточная функция вариационной струк-туры канала измерения мощности; T1 , T2 – постоянные времени апериодических звеньев ва-риационной структуры;k – статический коэффициент передачи;p – оператор Лапласа.

Иными словами, при встречно-параллельном включении апериодических звеньев полученная структура приобрета-ет новое свойство – свойство дифференцирования входного сигнала. Наличие в вариационной структуре свойства дифференцирования и способствует решению задачи выделения динамических приращений параметров.

Объединив вариационные структуры с каналами изме-рения мощности двигателя привода и частоты вращения выходного вала получим и двухвходовую схему контроля динамических значений крутящего момента, приведённую на рисунке 1.

Здесь, вариационная структура первого канала из-мерения осуществляет выделение динамического прира-

щения мощности двигателя привода вида – , а

вариационная структура второго канала измерения выде-

ляет приращение числа оборотов , на выходе

блока деления. Отсюда:

, (2)

где ∆M (t) – динамическое приращение крутящего мо-мента;∆N (t) – динамическое приращение мощности двигателя привода; ∆n (t) – динамическое приращение числа оборотов вы-ходного вала привода.

Для оценки применимости двухвходовой системы кон-троля динамического превращения крутящего момента проведём всесторонний анализ этой структуры.

1. Метрологические свойства двухвходовых систем контроля.

Оценка точности вариационной структуры измерения крутящего момента может быть проведена на базе оценки точности косвенного метода. Иными словами, в этом случае результат измерений определяется уравнением:

∆M = F (N ; n) , (3)

В качестве наиболее достоверного значения xM кос-венного измерения величины ∆M следует понимать зна-чение, получаемое подстановкой в формулу (2) косвенно-

го измерения средних арифметических , рядов измере-

ний исходных величин:

, (4)

Дисперсия этой оценки равна:

,

где τi j – коэффициент корреляции между погрешностями δ

i

и δj оценок Mi и Mj .

В измерителях крутящего момента с выделением ди-намической составляющей результата измерения за счёт применения различных методов удается полностью отсе-ять, как постоянную составляющую, так и систематическую погрешность измерения крутящего момента.

Инерционность обоих фильтров канала измерения по-парно приближают друг к другу, а результат измерения получают путем деления сигнала наброса мощности на наброс скорости вращения вала привода. Это позво-ляет устранить статическую составляющую в канале измерения мощности и в канале измерения скорости вращения, свести к нулю систематическую составляющую погрешности измерения за счёт дифференцирования. Кроме того, за счёт деления двух измеряемых величин компенсируется синфазная помеха.

Для нахождения выражения относительной погрешно-

ности прологарифмируем выражение (4), а по-

сле дифференцирования получим:

, (5)

Так как

являются составляющими относитель-ных погрешностей, имеем:

γM = γK + γ∆N – γ∆n .

Рассмотрим по отдельности относи-тельные погрешности каналов измере-ния мощности и скорости вращения вала привода на примере канала измерения мощности. Для выходной величины первого измерительного канала, со-держащего первый апериодический элемент можно записать:

Рис. 1. Структура двухвходовой системы контроля для измерения крутя-щего момента.

W p k T T pT T p T T pN ( )

( )

( )=

⋅ − ⋅⋅ ⋅ + + ⋅ +

2 1

1 2

2

2 11

∅N tdt

( )

∅n tdt

( )

∆∆M t N tdt

dtdn t

dN tdn t

( )( )

( )

( )

( )= ⋅ =

x F x xM N=− −

( ; )ω

δ δ τ δ δ2

1

2

1xdFdM

dFdM

dFdMM

n

ii

n

jij xi xj=

+

∑ ∑

x−

γMM

M=∆

dMM

dKK

dNN

dnn

= + −

dMM

MM

dKK

KK

dNN

NN

dnn

nn

≈ ≈ ≈ ≈δ δ δ δ; ; ;



, (6)

для второго инерционного преобразователя:

, (7)

где N0 – начальное значение мощности привода;

– относительное значение наброса мощности.

Разность этих выходных величин равна:

, (8)

Из выражения (8) видно, что на выходе дифференци-ального преобразователя отсутствует постоянная состав-ляющая, т.е. при ∆x = 0, значение N = 0, а не N0 .

Чувствительности двух преобразователей складываются, а результирующая чувствительность удваивается:

, (9)

При этом надо иметь в виду, что погрешности чувстви-тельности канала измерения мощности по абсолютной величине также складываются, и поэтому коррекции мультипликативных погрешностей не происходит, а их относительная величина остается такой же, как у отдель-ных преобразователей. Относительная погрешность из-мерения наброса мощности соответственно, с учётом раз-

ложения радикалов в ряд определяется:

, (10)

Аналогично рассуждая, получим значение относитель-ной погрешности канала измерения наброса скорости вращения вала привода:

, (11)

Подставляя значения γ∆N и γ∆n в выражение погреш-ности всего прибора для измерения крутящего момента в целом получим:

, (12)

Таким образом, для предлагаемого метода измерения крутящего момента погрешность измерения оказывается наименьшей, и определяется разностью относительных значений динамического наброса по входу канала изме-рения мощности и канала измерения скорости вращения вала, может быть полностью скомпенсирована путём регулировки чувствительности канала. В то же время, метод позволяет получить высокую чувствительность ка-налов измерения без дополнительных средств усиления за счёт возможности использования преимуществ при-боров второй группы согласно классификации [3], что определяет простоту монтажа, комплектации и повышение надежности прибора в целом.

2. Динамические свойства двухвходовых систем контроля.

Вариационная структура измерения крутящего момен-та [6] является одной из рациональных измерительных структур, позволяющих эффективное выделение динами-ческого превращения этого момента.

Структура характеризуется простотой реализации [7], широким спектром изменения параметров настройки для согласования с системой управления [2], высокими точностными метрологическими характеристиками [1], возможностью настройки параметров переходного про-цесса. Однако, вследствие наличия в знаменателе пере-даточной функции [3] уравнения второго порядка может возникнуть вопрос о непредсказуемости переходного процесса при подаче на вход вариационной структуры воздействия типа функции Хевисайда x (t) = k · 1 (t).

Уравнение динамики вариационной структуры (рису-нок 3) по передаточной функции (1) для канала изме-рения мощности запишется в виде:

[T1 · T2 · p2 + (T1 + T2) · p +1] · y = KN · p · (T2 – T1) · x , (13)

Характеристическое уравнение свободного движения без учета воздействия для уравнения (13):

T1 · T2 · λ2 + (T1 + T2) · λ + 1 = 0

τ2 · λ2 + 2 · ε · τ · λ + 1 = 0 , (14)где T1 · T2 = τ2;(T1 + T2) = 2 · ε · τ.

Корни характеристического уравнения (14) можно определить из решения квадратичного уравнения:

Из анализа решения следует, что корни характе-ристического уравнения, определяющие динамические свойства вариационной структуры в зависимости от ε , могут иметь следующие значения:

а) ε > 1, корни характеристического уравнения веще-ственные разные;

,

b) ε = 1, корни характеристического уравнения веще-ственные равные;

с) ε < 1, корни характеристического уравнения ком-плексные сопряженные;

d) ε = 0, корни характеристического уравнения чисто мнимые.

Третий случай (с) характеризует наличие комплексных сопряженных корней, что определяет переходный про-цесс в вариационной структуре как колебательный. Ко-лебательный переходный процесс в структуре измерения крайне нежелателен, так как вариационная структура служит не только для целей измерения и выделения ди-намического приращения крутящего момента, но и для целей управления процессом углубления скважины [6].

В этой связи возникает необходимость детального анализа третьего случая. Корни характеристического

N N xx

n1 0

0

1= +∆

N N xx

n2 0

0

1= −∆

∆∆ ∆N N N N xx

xx

n n= − = ⋅ + − −

1 2 0

0 0

1 1

∆∆N N

nxx

= ⋅ ⋅

0

0

2

1

0

+∆xx

n

γ ∆∆ ∆

N nxx

n nn

xx

= ⋅

+

−( ) ⋅ ⋅ −( )⋅

⋅

+

2 1 2 1

30

3

0

3

...

γ ∆∆ ∆

n nxx

n nn

xx

= ⋅

+

−( ) ⋅ ⋅ −( )⋅

⋅

+

2 1 2 1

30

3

0

3'

'

'

'...

γM nxx

xx

n nn

xx

xx

= ⋅ −

+

−( ) ⋅ ⋅ −( )⋅

⋅ −

2 1 2 1

30 0

3

0 0

∆ ∆ ∆ ∆'

'

'

' +3

...

λε ε

τ1 2

21

,=− ± −

λε ε

τ1

21

=− + − λ

2

1 2

1 2

2=− ⋅ +

⋅( )T T

T T

λ λ1 2

1 2

1 2

2= =

− ⋅ +⋅( )T T

T T

λε ε

τ1 2

21

,=− ± −

xx0



уравнения для колебательного переходного процесса определяются соотношениями:

где – вещественная составляющая

комплексных сопряженных корней характеристического уравнения;

– мнимая часть ком-

плексных корней при (T1 + T2)2 / (2 · T1 · T2).Для исключения колебательного переходного процесса

необходимо соблюдение неравенства:

ε2 > 1 или (T1 + T2)2 / (2 · T1 · T2) > 1 Обозначив отношения постоянных времени

, согласно [3] неравенства можно

свести к виду: , где

На рисунке 2 построена зависимость значения ε при изменении от 0 до + ∞. Отрицательные значения коэффициент m отношения принимать не может, так как по-стоянные времени по физической природе всегда положительны.

Из рисунка 2 можно сделать вывод, что при любых значениях отношения m дискриминант

подкоренного выражения всегда

положителен.Таким образом, переходный

процесс в вариационной структу-ре определяется строго аперио-дическим законом с исключением колебательного процесса. Коэф-фициент ε = (T1 + T2) / (T1 · T2) определяет затухание переходного процесса. При коэффициенте от-ношения m = 1, когда T1 = T2 дли-тельность переходного процесса минимальна, дискриминант D = 0, корни характеристического урав-нения вещественные равные, то реализовать этот случай нельзя, так как передаточная функция (1) обращается в ноль.

Проведённый анализ подтвер-ждается экспериментальными кри-выми переходного процесса, при-ведёнными на рисунке 3.

Более интересный результат может быть получен для записи временных функций (функции оригинала). Переходная функция канала измерения мощности и угловой скорости записывается в виде выражения [8]:

, (15)

(16)

Для частного случая общая переходная функция всей структуры имеет вид:

, (17)

где 1(t) – типовое ступенчатое воздействие.Таким образом, при реализации частного случая, когда

постоянные времени инерционных звеньев вариационных структур попарно равны (T1 = T3 ; T2 = T4) результат изме-рения определится в виде:

λε ε

τ1 2

21

,;=

− ± −= ±q jb

q T TT T

= − = −+⋅ ⋅

ετ

1 2

1 22

bT T T T

T T= ±

−=

+( ) ⋅ ⋅ −

⋅ετ

2

1 2

2

1 2

1 2

1 2 1

TT m1

2

=

mm

+ >1

2

mm

+ =1

ε .

Рис. 3. Кривые переходного процесса вариационной структуры при раз-личных отношениях постоянных времени m = T1 / T2

T1 = 0,5 при m = 0,1; 0,3; 0,5; 0,7, 0,9.

Рис. 2. Зависимость ε = f (m).D = −ε 2 1

h t kN N

tT

tT

( ) ( )= ⋅ −− −

ε ε2 1

h t ktT

tT

ω ω ε ε( ) ( )= ⋅ −− −

4 3

h t k tk t

k k tN

tT

tT

tT

tT

( )( )

( )( )= =

−

−= ⋅

− −

− −ω

ε ε

ε ε

2 1

4 3

1



,

т.е. проводится измерение не общего значения крутящего момента M + ∆M , а его динамического приращения ± ∆M.

Получение возможности измерения непосредственно динамического приращения крутящего момента крайне важно, так как это свойство может быть широко исполь-зовано в построении регуляторов процесса бурения.

3. Частотные свойства двухвходовых систем кон-троля.

Используя преобразование Фурье по передаточной функции системы (1) запишем частотную функцию:

, (18)

Из частотной функции выделим вещественную и мнимую части:

, (19)

(20)

По известным соотношениям [5] определим основные частотные характеристики вариационной структуры из-мерения крутящего момента.

Амплитудно-частотная характеристика:

(21)

Фазо-частотная характеристика:

(22)

Амплитудо-фазо-частотная характеристика:

F (j ω) = Re (ω) + j Im (ω) = A (ω)e j φ (ω), (23)

Построение частотных характе-ристик проведено с использованием программы Microsoft Excel. На ри-сунке 4 представлена амплитудо-частотная характеристика вариа-ционной структуры. Значения коэф-фициентов, соответствующие цвету кривых, приведены в таблице 1.

Из анализа амплитудо-частотной характеристики можно сделать сле-дующий вывод.

Начальный участок характери-стики определяется подавлением низкочастотного шума до верхних частот, которые могут быть заданы значениями постоянным времени каналов измерения T1 ; T2 ; T3 ; T4 .

Нижнее пороговое значение частоты входного воздействия согласно основным положениям

теории информации определяется отношением амплитуды полезного сигнала к шуму [6] и может быть определено по амплитудо-частотной характеристике. Согласно АЧХ в низкочастотной области характеристики до гра-ничной частоты происходит интенсивное подавление низкочастотных помех. С началом граничной частоты и дальнейшим повышением частоты сигнала за счёт дифференцирующих свойств каналов измерения подни-мается уровень выходного сигнала в связи с ростом коэффициента передачи измерителя. При этом следует отметить, что чем больше коэффициенты отношения m, n тем более плавный переход характеристики от нижней пороговой частоты к рабочему диапазону частот. Это объясняется изменением чувствительности вариационной

структуры при изменении отношения (рису-нок 4).

На рисунке 5 приведена фазо-частотная характеристика измерителя градиента крутящего момента, согласно ко-торой при переходе от нижней граничной частоты до рабочего диапазона частот фаза выходного сигнала получает дополнительны фазный сдвиг на угол +π. Это свойство измерителя необходимо учитывать при по-строении регуляторов управления процессом бурения с целью исключения появления положительных обратных связей.

Подтверждение иллюстрации АЧХ и ФЧХ определяется семейством амплитудо-фазо-частотных характеристик, приведённых на рисунке 6.

Раствор характеристики, согласно графика, полностью определяется чувствительностью вариационной структуры, т.е. в итоге коэффициентами отношения постоянных времени m и n. С уменьшением этих отношений чувствительность каналов измерения возрастает, и раствор характеристики увеличен. Семейство кривых чётко подтверждает гипотезу об общем фазном сдвиге выходного сигнала на угол +180°.

Для устойчивой работы измерителя, на базе проведённых исследований, требуется дополнительное согласование каналов измерения по частотным свойствам [9] для це-лей успешного его применения в системах оптимизации процесса бурения [10, 11].

На основании приведённых исследований можно сде-лать следующие выводы.

1. Несомненным достоинством двухвходовых систем контроля является высокая точность измерения. Это

∆∆∆

M k N=

ω

F j x

qss

( )( )

ω

τ τ ω τ τ ω τ ω τ ωτ ω τ ω

=

+ − − ++ −

1

2

2

2 4

1 2

2

2

2 2

1

2 2

2

4 4

2

2 2 2

4 1

2 2 1 +++

− + −+ − +

1

2 2 2 2

2 2 1 1

2 1

2 3

1 2

2 3

1 2

2

4 4

2

2 2 2

j s q q ss

τ τ ω τ τ ω τ ω τ ωτ ω τ ω ( )

Re( )( )

ωτ τ ω τ τ ω τ ω τ ω

τ ω τ ω=

+ − − ++ −

x qss

1

2

2

2 4

1 2

2

2

2 2

1

2 2

2

4 4

2

2 2 2

4 1

2 2 1 ++1

Im( )( )

ωτ τ ω τ τ ω τ ω τ ω

τ ω τ ω=

− + −+ − +

x s q q ss

2 2 2 2

2 2 1

2 1

2 3

1 2

2 3

1 2

2

4 4

2

2 2 2 11

A( ) Re ( ) Im ( );ω ω ω= +2 2

φ ωωω

( )Im( )

Re( );= arctg

Рис. 4. Амплитудно-частотные характеристики (АЧХ).

TT m1

2

=



Таблица 1. К построению частотных характеристик.

Параметры звеньев

k1 1,000 1,000 1,000

T1 0,010 0,010 0,010

T2 1,000 0,200 0,100

k2 1,000 1,000 1,000

T3 0,020 0,020 0,020

T4 1,000 0,200 0,100

Расчёты коэффициентов

K = k1 / k2 1,000 1,000 1,000

e = T2 / T4 1,000 1,000 1,000

m = T1 / T2 0,010 0,050 0,100

n = T3 / T4 0,020 0,100 0,200

t1 0,141 0,063 0,045

t2 0,100 0,045 0,032

q 3,606 1,739 1,342

s 5,050 2,348 1,739

X 1,010 1,056 1,125

Расчёт характеристик

lg(w) w Re1(w) Im1(w) A1(w) j1(w) Re2(w) Im2(w) A2(w) j2(w) Re3(w) Im3(w) A3(w) j3(w)

-3,000 0,001 1,010 0,000 1,010 0,001 1,056 0,000 1,056 0,001 1,125 0,000 1,125 0,001

-2,500 0,003 1,010 0,000 1,010 0,002 1,056 0,000 1,056 0,002 1,125 0,000 1,125 0,002

-2,000 0,010 1,010 0,000 1,010 0,006 1,056 0,000 1,056 0,006 1,125 0,000 1,125 0,006

-1,500 0,032 1,010 0,000 1,010 0,018 1,056 0,000 1,056 0,018 1,125 0,000 1,125 0,018

-1,000 0,100 1,009 0,001 1,009 0,057 1,055 0,001 1,055 0,057 1,125 0,001 1,125 0,057

-0,500 0,316 1,002 0,003 1,002 0,183 1,051 0,003 1,051 0,182 1,122 0,004 1,122 0,182

0,000 1,000 0,965 0,010 0,965 0,600 1,012 0,011 1,012 0,597 1,091 0,011 1,091 0,591

0,500 3,162 0,929 0,032 0,929 1,968 0,735 0,033 0,736 2,598 0,813 0,036 0,814 2,502

1,000 10,000 0,931 0,100 0,936 6,131 0,173 0,105 0,202 31,130 -0,569 0,111 0,580 -11,070

1,500 31,623 1,019 0,290 1,060 15,900 0,152 0,303 0,339 63,449 -1,620 0,323 1,652 -11,291

2,000 100,000 1,470 0,505 1,554 18,965 1,021 0,528 1,149 27,334 -0,018 0,563 0,563 -88,170

2,500 316,228 1,920 0,290 1,942 8,600 1,913 0,303 1,937 9,015 1,835 0,323 1,863 9,996

3,000 1000,000 2,010 0,100 2,012 2,849 2,089 0,105 2,092 2,863 2,205 0,111 2,208 2,892


достигается отсечкой постоянных составляющих изме-ряемой величины вариационными структурами каналов измерения, а, следовательно, максимальная погрешность, определяемая статическими измерениями – отсутствует. Повышение точности измерения, кроме отсечки по-стоянных составляющих, достигается и компенсацией синфазных погрешностей каналов измерения в выход-ном функциональном блоке. Идентичность каналов из-мерения и наличие функциональной связи между ними позволяет компенсировать и случайные погрешности,

данное свойство практически присуще только подобным сред-ствам измерения. По результатам анализа метрологических харак-теристик двухвходовые системы контроля могут быть отнесены к классу высокоточных приборов с погрешностью измерения не хуже 0,1%.

2. Двухвходовая система контроля имеет уникальные ди-намические свойства, при этом изменяя параметры настройки можно менять динамические свойства и каналов измерения, и системы в целом. Следует отме-тить, что переходный процесс канала измерения, структура которого определяется вариаци-онной схемой, является всегда апериодическим, а скорость за-тухания переходного процесса определяется параметрами на-стройки вариационной структуры.

Особые уникальные свойства двухвходовая система контроля динамического приращения кру-тящего момента приобретает при полной идентичности каналов измерения, когда параметры настройки вариационных струк-тур попарно равны, т.е. T1 = T3 и T2 = T4 . В этом случае система контроля вырождается в пропор-циональное звено с общей пере-

даточной функцией ,

что определяет выходной сигнал как статический, по свободным от статической ошибки вследствие дифференцирования входных сигналов в каналах измерения. Коэффициент передачи системы рав-

ный может быть получен больше единицы при

kN > kn , т.е. система контроля может иметь усилительные свойства. В данном режиме система контроля не вносит ни временных, ни частотных искажений в результат измерения, иными словами является идеальным средством измерения.

Рис. 5. Фазо-частотные характеристики (ФЧХ).

Рис. 6. Амплитудно-фазо-частотные характеристики (АФЧХ).

W p kkN

n

( ) =

k kk

N

n=

Таблица 1 (окончание). К построению частотных характеристик.

Расчёт характеристик

lg(w) w Re1(w) Im1(w) A1(w) j1(w) Re2(w) Im2(w) A2(w) j2(w) Re3(w) Im3(w) A3(w) j3(w)

3,500 3162,278 2,019 0,032 2,020 0,905 2,109 0,033 2,109 0,906 2,245 0,036 2,246 0,907

4,000 10000,000 2,020 0,010 2,020 0,286 2,111 0,011 2,111 0,286 2,250 0,011 2,250 0,287

4,500 31622,777 2,020 0,003 2,020 0,091 2,111 0,003 2,111 0,091 2,250 0,004 2,250 0,091

5,000 100000,000 2,020 0,001 2,020 0,029 2,111 0,001 2,111 0,029 2,250 0,001 2,250 0,029




3. Для получения доверительных значений дина-мических приращений крутящего момента с использо-ванием вариационных структур измерения необходимо согласование каналов измерения мощности двигателя привода бурильной колонны и угловой скорости выход-ного вала привода, при котором постоянные времени инерционных звеньев попарно приближаются друг дру-гу, т.е. T1 ≈ T3 и T2 ≈ T4 . С увеличением чувствительности каналов измерения (уменьшением коэффициентов от-ношения m; n) увеличивается диапазон частотных ис-кажений. Неравномерность амплитудо–частотных харак-теристик в рабочем диапазоне частот существенно сни-жает возможность применения вариационных структур, но при режиме работы, когда T1 = T3 и T2 = T4 частотная зависимость амплитуды выходного сигнала устраняет-ся, и двухвходовая система контроля динамического приращения крутящего момента преобразуется в

пропорциональное звено с полным отсутствием частотных искажений.

Существенным достоинством двухвходовых систем контроля является возможность работы вариационных структур в режиме квазирезонанса, который наступает при равенстве T1 T2 ω2 = 1 ; T3 T4 ω2 = 1 . В режиме квази-резонанса фазный сдвиг структуры обращается в ноль, что полностью устраняет фазаную погрешность средства измерения.

Таким образом, двухвходовые системы контроля па-раметров бурения являются наиболее оптимальным ва-риантом средств измерения по сравнению с сущест-вующими, и характеризуются возможностью выделения динамических составляющих из сигнала измерения, вы-сокой чувствительностью без дополнительных средств усиления, прецизионной точностью измерения, отсут-ствием временных и частотных искажений.


1. Перминов Б.А., Перминов В.Б., Ягубов З.Х., Ягубов Э.З., Тетеревлёва Е.В. Измерение токов и напряжений с использованием вариационных структур // Научно-методический электронный журнал Концепт. - Киров: Межрегиональный центр инновационных технологий в образовании, 2015. - т. 8. – с. 196–200.

2. Перминов Б.А., Перминов В.Б., Ягубов З.Х., Лапин А.Е. Согласование инерционных свойств вариационной структуры измерения градиента крутящего момента с системой управления бурения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. - №8. - с. 15-17.

3. Перминов Б.А., Перминов В.Б., Ягубов З.Х., Лапин А.Е. Анализ вариационной структуры динамического измерителя градиента крутящего момента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. - №9. - с. 10-14.

4. Перминов Б.А., Перминов В.Б., Ягубов З.Х., Ягубов Э.З., Сесюк Е.Н. Особенности измерения крутящих моментов с использованием вариационных структур // Инженер-нефтяник. – М.: ООО «Ай Ди Эс Дриллинг», 2016 - №2. - с. 38-42.

5. Перминов Б.А., Перминов В.Б., Дементьев И.А., Тетеревлёва Е.В. Частотные искажения при изменении градиента крутящего момента вариационной структуры. // Инженер-нефтяник. – М.: ООО «Ай Ди Эс Дриллинг», 2016. - №1. - с. 33-39.

6. Цхадая Н.Д., Перминов Б.А., Перминов В.Б., Ягубов З.Х., Бойченко Л.П. Прохождение сто-хастического сигнала через вариационную структуру измерения градиента крутящего момента // Инженер-нефтяник – М.: ООО «Ай Ди Эс Дриллинг», 2016. - №1. - с. 12-16.

7. Цхадая Н.Д., Перминов Б.А., Перминов В.Б., Ягубов З.Х., Ягубов Э.З. Синтез вариационной структуры при косвенных измерениях крутящего момента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2016. - №6. - с. 4-8.

REFERENCES

1. Perminov B.A., Perminov V.B., YAgubov Z.H., YAgubov EH.Z., Teterevlyova E.V. Izmerenie tokov i napryazhenij s ispol'zovaniem variacionnyh struktur // Nauchno-metodicheskij ehlektronnyj zhurnal Koncept. - Kirov: Mezhregional'nyj centr innovacionnyh tekhnologij v obrazovanii, 2015. - v. 8. – p. 196 – 200.

2. Perminov B.A., Perminov V.B., YAgubov Z.H., Lapin A.E. Soglasovanie inercionnyh svojstv variacionnoj struktury izmereniya gradienta krutyashchego momenta s sistemoj upravleniya bureniya // Stroitel'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more. – M.: PJSC «VNIIOENG», 2015. - №8. - p. 15-17.

3. Perminov B.A., Perminov V.B., YAgubov Z.H., Lapin A.E. Analiz variacionnoj struktury dinamicheskogo izmeritelya gradienta krutyashchego momenta // Stroitel'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more. – M.: PJSC «VNIIOEHNG», 2015. - № 9. - p. 10-14.

4. Perminov B.A., Perminov V.B., YAgubov Z.H., YAgubov EH.Z., Sesyuk E.N. Osobennosti izmereniya krutyashchih momentov s ispol'zovaniem variacionnyh struktur // Inzhener-neftyanik. – M.: LLC «IDS Drilling», 2016 - №2. - p. 38-42.

5. Perminov B.A., Perminov V.B., Dement'ev I.A., Teterevlyova E.V. CHastotnye iskazheniya pri izmenenii gradienta krutyashchego momenta variacionnoj struktury. // Inzhener-neftyanik. – M.: LLC «IDS Drilling», 2016. - №1. - p. 33-39.

6. Ckhadaya N.D., Perminov B.A., Perminov V.B., YAgubov Z.H., Bojchenko L.P. Prohozhdenie stohasticheskogo signala cherez variacionnuyu strukturu izmereniya gradienta krutyashchego momenta // Inzhener-neftyanik – M.: LLC «IDS Drilling», 2016. - №1. – p. 12-16.

7. Ckhadaya N.D., Perminov B.A., Perminov V.B., YAgubov Z.H., YAgubov EH.Z. Sintez variacionnoj struktury pri kosvennyh izmereniyah krutyashchego momenta // Stroitel'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more - M.: PJSC «VNIIOENG», 2016. - №6. - p. 4-8.


ТЕОРЕТИчЕСкИЕ АСПЕкТы МЕТОДОВ бОРьбы С САМОПРОИзВОльНыМ ИСкРИВлЕНИЕМ...


8. Перминов Б.А., Перминов В.Б., Ягубов З.Х., Ягубов Э.З., Чумакова Н.В. Динамические свойства вариационной структуры измерения градиента крутящего момента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2016. - №10. - с. 4-6.

9. Цхадая Н.Д., Перминов Б.А., Перминов В.Б., Ягубов З.Х., Ягубов Э.З., Дементьев И.А. Frequency characteristics of a variational structure of measurer of a torque. – The international science-technical journal HERALD of the Azerbaijan Engineering Academy. - vol.8. - №1. - AEA: Baki-2016. – p. 52-62.

10. Перминов Б.А., Перминов В.Б., Ягубов З.Х., Ягубов Э.З. Ratio of indicators in the system «drill string – drive». – The international science-technical journal HERALD of the Azerbaijan Engineering Academy. vol. 8. - №3. - AEA: Baki-2016. – p. 63-73.

11. Перминов Б.А., Перминов В.Б., Ягубов З.Х., Ягубов Э.З. Ratio of indicators in the system «drill string – drive». – Scince & applied engineering quarterly. – SAEQ: UK, London. – 2016. lssue 08 APRIL-MAY-JUNE 2016. p.7-13 lssue 08 APRIL-MAY-JUNE 2016. - p. 7-13.

REFERENCES (ending)

8. Perminov B.A., Perminov V.B., YAgubov Z.H., YAgubov EH.Z., CHumakova N.V. Dinamicheskie svojstva variacionnoj struktury izmereniya gradienta krutyashchego momenta // Stroitel'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more - M.: PJSC «VNIIOENG», 2016. - №10. - p. 4-6.

9. Ckhadaya N.D., Perminov B.A., Perminov V.B., YAgubov Z.H., YAgubov EH.Z., Dement'ev I.A. Frequency characteristics of a variational structure of measurer of a torque. – The international science-technical journal HERALD of the Azerbaijan Engineering Academy. - vol.8. - №1. - AEA: Baki-2016. – p. 52-62.

10. Perminov B.A., Perminov V.B., YAgubov Z.H., YAgubov EH.Z. Ratio of indicators in the system «drill string – drive». – The international science-technical journal HERALD of the Azerbaijan Engineering Academy. vol. 8. - №3. - AEA: Baki-2016. – p. 63-73.

11. Perminov B.A., Perminov V.B., YAgubov Z.H., YAgubov EH.Z. Ratio of indicators in the system «drill string – drive». – Scince & applied engineering quarterly. – SAEQ: UK, London. – 2016. lssue 08 APRIL-MAY-JUNE 2016. p.7-13 lssue 08 APRIL-MAY-JUNE 2016. - p. 7-13.

Для практических расчетов сжатой бурильной колон-ны в горизонтальном стволе скважины необходимо определить форму ее изгиба, которая соответствует малому, но конечному смещению бурильной трубы от прямолинейной формы равновесия. Сжимающая сила, со-ответствующая такой форме равновесия называется далее выпучивающей силой. Выпучивающая сила ограничивает интервал значений сжимающих сил, за пределами

которого происходит переход к новому состоянию, т.е. потеря устойчивости изогнутой бурильной колонны.

Математическое исследование формы участка отрыва бурильной колонны, расположенной в горизонтальном, прямолинейном стволе скважины, сводится к решению краевой задачи для линеаризованного дифференциально-го уравнения изгиба упругого стержня под действием сжи-мающей силы и поперечной нагрузки от собственного веса:

УДК 622.241.7

Теоретические аспекты методов борьбы с самопроизвольным искривлением горизонтальной скважины

А.М. Гусман – доктор техн. наук, профессор; И.Л. Барский - канд.ф.-м. наук; И.С. Сергеев – аспирант

(ОАО НПО «Буровая техника»)


ТЕОРЕТИчЕСкИЕ АСПЕкТы МЕТОДОВ бОРьбы С САМОПРОИзВОльНыМ ИСкРИВлЕНИЕМ...

E J × у (4) + Р × у (2) = -q, (1)

где: E J – жесткость бурильной трубы на изгиб, кН × м2; q – вес одного метра бурильной трубы, кН/м; Р – осевая сжимающая сила, кН.

В соответствии с расчетной схемой (рис. 1) граничные условия имеют вид:

; (2)

Аналитическое решение уравнения E J / R = M , удовле-творяющее граничным условиям (2) может быть записано в виде:

Для определения длины участка отрыва – 2L получает-ся трансцендентное уравнение: .

С точностью до второго знака из этого уравнения находим:

(4)

Решение (4) содержит парадокс, состоящий в том, что размер области отрыва обратно пропорционален величине проталкивающей силы: чем меньше сила, тем больше зона отрыва, что противоречит здравому смыслу. Из этого следует, что в идеально горизонтальной скважине выпучивания не происходит. Во всяком случае, чисто геометрического ограничения на длину горизонтальной скважины нет.

Размерная величина для максимальной высоты волны изгиба равна [1]:

(5)

В реальной горизонтальной скважине бурильная ко-лонна может принять форму весьма близкую к найденной выше кривой изгиба отдельного участка отрыва за счет искривления самого ствола скважины [2]. Наличие стенки скважины ограничит разрушительный изгиб, но приведёт к «распиранию» бурильной колонны, что, как уже отмечалось, существенно увеличит силы трения. Таким образом, имеем качественную оценку опасных ло-кальных искривлений: если высота этого искривления близка к максимально высокой точке отрыва (уmax), а длина его короче длины участка отрыва (2L), то с такого начального искривления колонна может перескочить к положению, при котором возникает распирающее усилие [3].

Далее можно перейти к установлению связей между геометрическим параметром искривления ко-лонны k и найденными в элементарных функциях формами ее изгиба.

В плоском случае кривизна в любой точке ре-шения (3) находится по формуле:

(6)

и должна быть сопоставлена с представлением кри-визны ствола, выраженной через экспериментально измеряемые зенитный угол и азимут. Для этого необходимо получить аналитическое выражение кривизны профиля как пространственной кривой. Как будет показано ниже, то же самое можно сделать и для кручения.

Из системы дифференциальных уравнений, связываю-щих измеряемые углы: зенит θ и азимут ψ, с декартовыми координатами x, y, z и с измеренной глубиной s в ка-честве аргумента [4] в результате последовательного дифференцирования и преобразований находим для кри-визны: k = (d θ/d s)2 + Sin2 θ · (d ψ/d s)2. (7)

Заметим, что широко применяемый «общий угол искривления» является грубым приближением к кривизне.

Для вычисления кручения τ имеем формулу:

(8)

Анализируя выведенные формулы для кривизны и кручения, видим, что для опе-

ративного управления надо располагать выражениями производных зенита и азимута по измеренной глубине. С целью упрощения (7) и (8) полезно научиться измерять скорость изменения азимута по зениту dψ / dθ или зенита по азимуту dθ / dψ. Для вычисления кручения при этом получится выражение:

(9)

Эта формула привлекательна тем, что, например, если азимут линейно меняется по зениту, первое слагаемое в числителе, содержащее старшую производную, обращается в 0, и вычисления τ значительно упрощаются.

Важно отметить, что вычисление кривизны и кручения по промысловым измерениям q и y является типичной некорректной задачей вычислительной математики, т.к. по упомянутым данным восстанавливаются не только пер-вые производные q¢ и y¢, участвующие в вычислении кривизны, но и вторые производные, участвующие в вычислении кручения. Поэтому при попытке вычислить производные q и y с помощью разностных отношений, при стремлении шага измерительной сетки к нулю, погрешность может неограниченно возрастать, что и обуславливает по-вышенные требования к обработке данных инклинометрии.

Если кривизна оси ствола скважины приближается к максимальной кривизне на участке выпучивания

Рис. 1. Расчетная схема выпучивания бурильной колонны в горизонтальном стволе.

C C C0 0

1

0

2

0( ) ( )( )

( )( )= = = C C CL L L2 2

1

2

2

0( ) ( )( )

( )( )= = =

CqEJ

Pcos(

P

EJ)qL EJ

P P

sin(P

EJ)-q

2P

qL

P

qEJ

P2

2

2= − ⋅ ⋅ − ⋅ ⋅ + ⋅ +Χ Χ Χ Χ

tg( P/EJ L) P/EJ L⋅ = ⋅

L 4,49 EJ/P.=

yqEJ

Pmax 2

=15 7,

k d ydx

dydx

= +2

2

2 3 21/ [ ( ) ]

/

τθ ϕ θ ϕ θ θ ϕ θ

θ ϕ θϕ θ=

− −+

−( '' ' ' '')Sin ( ') 'Cos

( ') ( ') Sin'Cos

2

2 2 2

(3)

τϕ

θ

ϕθ

ϑ ϕ θ

ϕθ

θ= − −

+

+

dds

ddsdd

dds

dd

Cos

( )Sin Cos

( ) Sin12 2


ЭкСПЕРИМЕНТАльНОЕ ИССлЕДОВАНИЕ ПРОцЕССА ЕСТЕСТВЕННОгО ИСкРИВлЕНИя СТВОлА...

бурильных труб (6), то возможен резкий изгиб бурильной колонны, приводящий к ее распору в стволе скважины.

Если в процессе бурения кручение, вычисленное с учетом зенитного угла и азимута, возрастает по абсо-лютной величине и сохраняет знак на протяжении L, то необходимо изменить технологию бурения для пре-дупреждения дальнейшего искривления скважины, по-скольку ось ствола уже приобрела на половине длины участка выпучивания пространственный изгиб.

Таким образом, опираясь на измеряемые в процессе бурения геометрические параметры ствола скважины можно заранее прогнозировать возможные осложнения, связанные с перемещением колонны бурильных труб по скважине и доведения нагрузки до долота, которая существенно уменьшается при появлении зон распора бурильной колонны.


1. Барский И.Л. О теоретических положениях динамики и устойчивости бурильной колонны и способах их реализации на практике. // Технологии ТЭК. – М.: Издательский дом «Нефть и капитал», 2004. -№2 (15). - с. 26-29.

2. Горизонтальные технологии строительства скважин. Трибуна 5-ой научно-практической конфе-ренции «Новые технико-технологические решения в области строительства наклонных и горизонтальных скважин» // Технологии ТЭК. – М.: Издательский дом «Нефть и капитал», 2004. - №4 (17). - с. 4-5.

3. Barskii I.L., Gusman A.M., Povalikhin A.S. Development of a Method for Drilling of Straight Section of Various Type Wellbores // Proceeding ETCE/OMAE 2000 Joint Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 14-17, 2000.

4. Исаченко В.Х. Инклинометрия скважин. - М.: Недра, 1987. – 215 с.

REFERENCES

1. Barskij I.L. O teoreticheskih polozheniyah dinamiki i ustojchivosti buril'noj kolonny i sposobah ih realizacii na praktike. // Tekhnologii TEHK. – M.: Izdatel'skij dom «Neft' i kapital», 2004. -№2 (15). - p. 26-29.

2. Gorizontal'nye tekhnologii stroitel'stva skvazhin. Tribuna 5-oj nauchno-prakticheskoj konferencii «Novye tekhniko-tekhnologicheskie resheniya v oblasti stroitel'stva naklonnyh i gorizontal'nyh skvazhin» // Tekhnologii TEHK. – M.: Izdatel'skij dom «Neft' i kapital», 2004. - №4 (17). - p. 4-5.

3. Barskii I.L., Gusman A.M., Povalikhin A.S. Development of a Method for Drilling of Straight Section of Various Type Wellbores // Proceeding ETCE/OMAE 2000 Joint Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 14-17, 2000.

4. Isachenko V.H. Inklinometriya skvazhin. - M.: Nedra, 1987. – 215 p.

Экспериментальное исследование процесса естественного искривления ствола вертикальной скважины

Р.А. Ганджумян – канд. тех. наук, профессор

(МГРИ-РГГРУ)

Основными причинами искривления ствола верти-кальной скважины являются:

- геологические (анизотропность горных пород , пере-межаемость горных пород с различной твёрдостью, угол наклона пластов, тектонические нарушения, слоистость, сланцеватость и трещиноватость, устойчивость горных пород);

- технические (эксцентричное соединение элементов КНБК , наличие изгиба, овальность утяжелённых буриль-ных труб, радиальный люфт вала забойного двигателя, повреждения долота, абразивный износ опорно-центрирующих элементов);

- технологические (продольный изгиб КНБК, режим промывки, способствующий размыву стенки скважины

УДК 622.241.7



и снижению её устойчивости, геометрия направляющего участка ствола скважины, нарушение режима бурения).

В условиях комплексного влияния геолого-технических факторов на проводку скважины обеспечение вертикаль-ности её ствола является сложной задачей, требующей применения специальных технологий и сложных техни-ческих средств.

Исследование процесса естественного искривления скважин (ЕИС) связано с учётом большого числа фак-торов случайного характера, которые не поддаются обычным теоретическим методам исследований [1, 2]. Все известные исследования, основанные на последо-вательном изучении парных связей, например, глубины и зенитного угла, не дают достаточно обос-нованного ответа о степени их влияния на параметры искривления, поскольку при рассмотрении парных зависимостей не учи-тывается совместное влияние нескольких факторов и их взаимное влияние. Кроме того, степень влияния на результативный признак одного фактора часто меняется при изменении значения других. В силу этого возникает необходимость исследования вли-яния каждого отдельного фактора, всех фак-торов и их различных взаимодействий на интенсивность искривления ствола с целью выбора основных факторов и оптимизации параметров процесса направленного бурения скважин.

Исследования ЕИС в процессе бурения сква-жины весьма сложны и не всегда доступны. Во многих случаях в процессе бурения не удается провести достаточное количество опытов для получения достоверных данных, а такой наблюдаемый объект, как геологический разрез скважины, непрерывно изменяется, и мы не можем полностью познать его во всех интересующих нас деталях.

На рисунке 1 представлена схема ла-бораторной экспериментальной установки для исследования процесса формирования ствола скважины и параметров его искрив-ления в зависимости от воздействия раз-личных факторов в условиях разбуривания анизотропных и изотропных горных пород при вращающейся бурильной колонне. При этом сохранена классическая схема разру-шения и выноса горной породы.

Диаметр породоразрушающих инструментов и бурильных труб уменьшены по сравнению с натурными размерами, что сокращает рас-ход материалов и упрощает изготовление. При моделировании породоразрущающих ин-струментов и бурильных колонн соблюдено геометрическое подобие натуры и модели, выполнено подобие процесса разрушения гор-ной породы согласно методике, изложенной в работе [2].

Модели породоразрушающих инструментов (спиральных и лопастных долот) армированы твердым сплавом (релит ТЗ, стеллит В2К или зернообразная смесь – вокар), а модели бу-рильной колонны изготовлены из дюралю-миниевых и стальных полых трубок.

Установка оборудована приборами для контроля осевой нагрузки, частоты вращения

бурильной колонны, крутящего момента и механической скорости бурения.

Для определения положения скважины в пространстве – зенитных и азимутальных углов – предусмотрено сле-дующее: в донную часть рамы, непосредственно под моделью, устанавливается плоский лист из какого-либо легкоразбуриваемого материала (эбонита, плексигласа и др.). Скважина, пройдя весь разрез, должна вскрыть и слой этого материала. После окончания бурения всех скважин (их число достигает 4-5) на одном из заданных вариантов разреза их заливают свинцом. Полученные слитки наглядно представляют истинный профиль ство-ла скважины и степень его разработки. Затем, их

Рис. 1. Схема экспериментальной установки1 – блок горной породы (модель геологического разреза); 2 – скважина;3 – бурильная колонна; 4 – вертлюг-сальник; 5 – электродвигатель;6 – нагнетательный рукав; 7 – суппорт; 8 – отстойник; 9 – противовес.


ориентируют с «нулевыми» (заданными) отметками и отметками на плоском листе, т.е., с отметками конечной глубины скважины.

Экспериментальные исследования предусматривается проводить при частотах вращения 100, 200, 300, 400, 500 и 600 об/мин и осевых нагрузках на породоразрушаю-щий инструмент от 0 (холостое вращение), 25, 50, 75 и 100 Н. Кроме того, в отдельных опытах может при-меняться плавный набор или снижение частоты вращения и нагрузки в требуемых диапазонах.

Разбуривание горных пород высотой 2 м ведется с дополнительной нагрузкой за счёт силы тяжести самой колонны, квадратной штанги и вертлюга. При этом бу-рильная колонна работает в сжатом состоянии. Нагрузка на породоразрушающий инструмент при разбуривании блоков горных пород высотой 6 м осуществляется за счёт использования в сжатой части колонны труб, утя-желенных свинцом.

Установка включает устьевую часть, систему (пакет) блоков разбуриваемой горной породы, имитирующих гео-логический разрез скважины, и блок очистки скважины от выбуренной породы.

В устьевую часть входят: плавно регулируемый электродвигатель для привода вращателя, массивный вертлюг, оснащенный для большей жесткости двумя направляющими, неподвижные блоки, утяжеленная квад-ратная штанга, герметизатор устья. Вертлюг и квадратная штанга создают осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент. Электродвигатель, неподвижные блоки и направляющие с помощью рамных конструкций жестко закрепляются.

Модель геологического разреза создается блоками горных пород с различными физико-механическими свойствами (каменная соль, глина, гипс, мел и др.) и мо-жет иметь высоту 2 м и 6 м. Вся система пропластков горных пород устанавливается в съёмной раме под любым заданным углом к горизонтали и закрепляется траверсами, которые затягиваются до отказа.

Блок очистки ствола от выбуренной породы состоит из промывочного насоса или компрессора, циркуляционных трубок и циркуляционного бака.

При помощи указателя можно с большой точностью регулировать осевую нагрузку и обеспечивать плавную подачу. Частота вращения породоразрушающего инстру-мента регулируется лабораторным автотрансформатором и измеряется тахометром.

В процессе проведения исследований может изменяться средневзвешенный (по частоте вращения) коэффициент трения скольжения, что достигается применением раз-личных вариантов очистки забоя: промывкой водой, по-лимерной жидкостью и продувкой.

Техническая характеристика лабораторной установки:• Диаметр породоразрушающих инструментов (мм):

8,5; 9,1; 11,1; 11,8; 14,0; 18,0; 25,2; 27,4; 30,0; 33,5; 35,3.• Диаметр бурильных колонн (мм):наружный – 6,0; 18,0;внутренний – 4,0; 14,4.• Отношение диаметра породоразрушающего инстру-

мента к длине бурильной колонны – 1,4 х 10-3 – 2,3 х 10-3;• Тип приводного электродвигателя – короткозамкну-

тый управляемый:мощность 160 Втчастота вращения 0-600 об/минвращающий момент 0,8 НмС помощью описанной установки можно проводить

широкий круг исследований, позволяющих оценить вли-яние геологических, технических и технологических факторов (в т.ч. и направления вращения бурильной колонны) на параметры искривления, выбрать критерии оптимизации для направленного бурения естественно ис-кривленных скважин.

Выводы1. Лабораторная установка без больших погрешностей

характеризует реальные условия разрушения горных по-род и позволяет детально исследовать сложные процессы на забое и скважине.

2. В отличие от существующих экспериментальных установок и стендов данная конструкция наиболее близко имитирует условия работы бурильных колонн и разрушения горных пород в реальной скважине.


1. Калинин А.Г. Искривление скважин. М.: «Недра», 1974. – 304 с.

2. Калинин А.Г., Кульчицкий В.В. Естественное и искусственное искривление скважин. М.: РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. – 640 с.

3. Гержберг Ю.М., Середа Н.Г. О моделировании долот режуще-истирающего типа. «Изв. Вузов» - «Нефть и газ». - Баку: Азербайджанский институт нефти и химии им. М. Азизбекова, 1969. - №7 - с. 25-29.

REFERENCES

1. Kalinin A.G. Iskrivlenie skvazhin. M.: «Nedra», 1974. – 304 p.

2. Kalinin A.G., Kul'chickij V.V. Estestvennoe i iskusstvennoe iskrivlenie skvazhin. M.: RGU Nefti i gaza im. I.M. Gubkina, 2006. – 640 p.

3. Gerzhberg YU.M., Sereda N.G. O modelirovanii dolot rezhushche-istirayushchego tipa. «Izv. Vuzov» - «Neft' i gaz». - Baku: Azerbajdzhanskij institut nefti i himii im. M. Azizbekova, 1969. - №7 - p. 25-29.



КаССетНый МагНитНый Сепаратор НМС-2 для доочиСтКи плаСтовых вод...

Существующие технологии не всегда могут обеспечить глубокую очистку нефтепромысловых вод от мельчайших углеводородных частиц, что осложняет использование таких вод в процессах пароподготовки для закачки пара в пласт. В связи с этим разработка технических средств для доочистки пластовых вод от эмульгированных нефте-продуктов является актуальной.

В работах [1-3] предлагается технология доочистки пластовой воды от эмульгированных частиц с приме-нением нанодисперсного магнетита и магнитного сепа-ратора НМС-1 (рисунок 1). Проведенные расчеты сепа-ратора НМС-1 показали возможность его применения для очистки пластовой воды от эмульгированной нефти по предлагаемому методу.

С целью облегчения обслуживания магнитного се-паратора в процессе непрерывной эксплуатации пред-лагается вместо магнитного сердечника использовать кассеты, состоящие из круглых стержней магнитов NdFeB. Выбор магнитов круглой формы связан с тем, что такие магниты обладают большим градиентом магнитного поля по сравнению с квадратным или ромбовидными стержня-ми (рисунок 2) [3].

Магнитный сепаратор кассетного типа НМС-2 представлен на рисунке 3. Состоит из единой подвижной кассеты 1, выполненной из магнитных круглых стержней NdFeB, размещенных в верхней части немагнитного корпу-са 2, из прочного пластика. Внутри корпуса 2 находятся два выходных отверстия: 3 – для выхода очищенной воды, 4 – для режима промывки кассетного картриджа. Основная часть корпуса 5 изготовлена из прочного пла-стика, внутри которой происходит коалесценция эмуль-сионных капель. Верхний корпус 2 снабжен чехлом 6, на внутренней поверхности которого аккумулируются частицы нефти, извлеченные под действием магнитных сил из очищаемой воды. Нижняя часть корпуса 5 имеет отверстие 7 для ввода эмульсионной жидкости равно-мерно в область магнитов.

Рассмотрим варианты расположения стержней в кас-сете (рисунок 4).

На рисунке 4 по траектории А выполнен расчет маг-нитного поля между верхним и нижним стержнем в поперечном сечении, составляющим соседние вершины

квадрата. По траектории Б выполнен расчет магнитного поля по диагонали квадрата.

В представленных моделях толщина стержней со-ставляла 10 мм. Для магнитов NdFeB индукция больше 0,12 Тл наблюдается на расстоянии равном размеру самого магнита [3]. Поэтому расстояния между поверхностями стержней, стоящих в одном ряду, были выбраны тоже 10 мм. Изменялись лишь полюса магнитов.

Средний линейный градиент магнитного поля для каждого случая составил около 75 Тл/м. Среди четырёх

УДК 621.928.8

кассетный магнитный сепаратор НМС-2 для доочистки пластовых вод от эмульгированных нефтепродуктов

1 И.Ю. Быков – доктор техн. наук, профессор; 1 А.А. Лютоев – ст. преподаватель; 1 Ю.Г. Смирнов – канд. ф-м. наук, доцент, зав. кафедрой;

2 В.И. Семин – доктор тех. наук, главный научный сотрудник

( 1 «Ухтинский государственный технический университет»,2 ОАО «Научно-производственное объединение «Буровая техника»)

Рис. 1. Магнитный сепаратор НМС-1.



рассматриваемых вариантов расположение полюсов маг-нитов, представленных на рисунке 4, б, имеет преимуще-ство перед остальным в связи с тем, что в рабочей области наблюдается индукция магнитного поля больше 0,12 Тл.

Такое поле необходимо, чтобы магнитные частицы магнетита стали магнитно насыщенными. У остальных наблюдаются значительные провалы индукции меньше 0,12 Тл.

На рисунке 5, а представлено поперечное сечение расположения магнитов в кассете 1 магнитного сепара-тора (рисунок 3). В этом случае можно выделить два различных сектора. Для первого сектора расчёты были выполнены (рисунок 4, б). Для второго сектора расчеты приведены на рисунке 5, б. Градиент магнитного поля составил так же около 70-80 Тл/м. И магнитное поле на участке Б незначительно спускается ниже 0,12 Тл. Таким образом, выбираем расположение магнитных стержней в кассете, как изображено на рисунке 5, а.

Выбрав наиболее оптимальное расположение стержней в кассете, исследуем влияние толщины стержней и рас-стояния между ними на скорость извлечения омагни-ченных капель.

Для этого рассмотрим модель извлечения омагничен-ной эмульсионной капли между стержнями, которая изображена на рисунке 6, б. Эмульсионная капля нефти движется в потоке между магнитными стержнями тол-щиной m и длиной L. Расстояние между стержнями d. Скорость потока жидкости Vпот в магнитном сепараторе устанавливается из расчёта скорости движения омаг-ниченной нефтяной капли в магнитном поле Vэм. На рисунке 6, б изображено расположение стержней карт-риджа в поперечном сечении.

Производительность магнитного сепаратора опреде-ляется с учётом его рабочей площади Sr в поперечном сечений кассеты (рисунок 5 а) и скорости потока Vпот . Объём очищаемой воды:

Q = Vпот Sr (м3/с). (1)

Рис. 2. Индукция магнитов NdFeB: а – вектор индукции направлен вдоль стороны квадрата (сторона а = 10 мм), б – вектор индукции направлен вдоль диагонали квадрата (сторона а = 10 мм), в – для круглого стержня диаметром 11,2 мм.

a) б) в)

Рис. 3. Магнитный сепаратор НМС-2.



Рис. 4. Результаты расчета магнитного поля для стержней толщиной 10 мм:

а – направление вектора индукции магнитного поля стержня 90° – 90°; б – направление вектора индукции магнитного поля стержня 90° – 45°;

в – направление вектора индукции магнитного поля стержня 45° – 45°; г – направление вектора индукции магнитного поля стержня круговое.

a) б)

в) г)

B

B

B

B



Рис. 5. Результаты расчета магнитного поля поперечного сечения магнитных стержней: а – схема расположения стержней в кассете; б – расчет магнитного поля для сектора 2; 1 – сектор 1; 2 – сектор 2; - вектор магнитной индукции.

a) б)

Рис. 6. Модель извлечения омагниченной нефтяной капли в НМС-2: а – модель движения капли в магнитном поле; б – поперечное сечение рабочей зоны магнитного сепаратора; 1 - магнитные стержни; 2 – рабочая зона между стержнями; 3 – омагниченная частица эмульсии нефти.

a) б)



Рабочая площадь в квадратном сечении магнитного сепаратора со стороной а (рисунок 5, а):

Sr = φ · а2 (м2) , (2)

где φ – коэффициент рабочей зоны магнитной кассеты в ромбовидной области между стержнями толщиной m и длиной L, находящихся на расстоянии d друг от друга.

Коэффициент рабочей зоны отсюда:

, (3)

Sromb – площадь выделенной области, Sst – площадь сечения стержня.

С учетом вышеприведенных формул, производитель-ность магнитного сепаратора будет определяться следую-щей формулой

(м3/с), (4)

где η = 0,89 ∙ 10-3 Па ∙ с – динамическая вязкость воды, намагниченность магнетита при насыщении Мнас = 4,78 ∙ 105 А/м, dB / dx – градиент магнитного поля (Тл/м), L(z) – функция Ланжевена (намагничивание суперпара-магнетиков), k – коэффициент упаковки наночастиц магнетита на поверхности капли нефти, dэм – диаметр капли нефти в воде, dч – диаметр частицы магнетита.

Результаты расчета производительности магнитного сепаратора НМС-2 при условии: а = 0,5 м; L = 0,5 м; dч = 10-8 нм, dэм = 10-6 м представлены в таблице 1.

Производительность НМС-2 можно увеличить за счет изменения габаритов. В таблице 2 представлен расчет производительности сепаратора при а = 0,5 м (а – сто-рона квадрата в поперечном сечении).

Как видно из сравнения таблиц 1 и 2, кратность уве-личения производительности при изменении габарита а от 0,5 м до 1 м составляет 3,5-3,8 раз.

С учётом сказанного разработана принципиальная схема установки для доочистки пластовых вод от эмульгированных частиц нефти на основе предлагаемо-го магнитного сепаратора НМС-2, представленная на рисунке 7.

Процесс очистки воды от эмуль-гированных нефтепродуктов может быть осуществлен по следующей схеме. После процесса отстаивания пластовой воды в промысловых резервуарах вода, содержащая нефтепродукты в эмульгированном состоянии, попадает по трубам 12 в резервуар 3, где смешивается с высокодисперсным (10-8 нм) маг-нетитом. Высокодисперсный маг-нетит агрегируется на поверхности эмульсионных капель за счёт малого размера и большой поверхностной энергии по отношении к объёму. По-сле процесса сорбции очищаемая вода прокачивается насосом 11 через магнитный сепаратор HMC-2 1 и далее по трубам 6 к кустовой насосной станции (КНС) и блочной кустовой насосной

станции (БКНС) При этом внутри магнитного сепаратора происходит захват омагниченной нефтяной эмульсии на поверхности неодимовых магнитных стержней. При заполнении сепаратора 1 магнитное поле отключается путем извлечения кассеты 2 из рабочей области, и рабочая область сепаратора промывается поверхностно – активным веществом, которое поступает по трубам 10. Все загрязнения направляют в резервуар 4 по линии 5. Далее с помощью магнитов 8 извлекается магнетитово-нефтяная смесь в лоток 7 для восстановления. Вода из резервуара 4 прокачивается в резервуар 3.

Восстановление магнитных частиц включает в себя следующие стадии обработки: сушка в лотке 7, обжиг в печи 9, размалывание и отделение от продуктов го-рения. После обжига полученные продукты горения размалываются в шаровой мельнице. Далее частицы вос-станавливаются по методике, описанной в работе [5]. Восстановленные частицы в виде порошка направляются в магнитный сепаратор для повторного использования.

Выводы1. Методом математического моделирования установ-

лено: - стержни ниодимовых магнитов круглого сечения

обладают большим градиентом магнитного поля по сравнению со стержнями квадратной или ромбовидной формы;

- обоснованы оптимальные диаметры круглых стерж-ней магнитов, расстояния между ними, оптимальное раз-мещение и магнитная ориентация в кассете;

2. Изложена теория скоростей извлечения омаг-ниченных частиц нефти из эмульгированной среды и предложена математическая зависимость для расчета производительности насоса, обеспечивающего гидравли-ческий режим течения потоков очищаемой жидкость;

3. Представлена новая оригинальная конструкция магнитного сепаратора НМС-2 кассетного типа с ниоди-мовыми магнитными стержнями круглого сечения.

4. Разработана принципиальная компоновка техноло-гической установки на основе использования магнитных сепараторов НМС-2 для доочистки пластовых вод от эмульгированных частиц нефти.

φπ

=−

=+ −

+S SS

m d mm d

romb st

romb

( ) /

( )

4

QM< G =0A=

4

9

S Lkd d M L zd

dBdx

r G( )

η

Таблица 1. Расчет производительности магнитного сепаратора НМС-2: L = 0,5м; dч = 10-8 нм, dэм = 10-6 м.

Толщина стержня NdFeB,

m ∙ 10-3, м

Расстояние между

стержнями,d ∙ 10-3, м

Усредненный градиент магнитного поля, (Тл/м)

Скорость потока в магнитном сепараторе,

(м/с)

Производительность сепаратора, Q ,

(м3/ч)

5 5 560 0,062 9,59

1010 240 0,014 2,21

20 80 0,002 0,45

20

10 264 0,015 1,91

20 130 0,004 0,59

40 50 0,001 0,14



Таблица 2. Расчет производительности магнитного сепаратора для случая а = 1 м.

Толщина стержня10-3, м

Расстояние между стержнями,

10-3, м

Усредненный градиент магнитного

поля, (Тл/м)

Скорость потока в магнитном

сепараторе, (м/с)

Производительность сепаратора, Q ,

(м3/ч)

Кратность изменения

производительности

5 5 560 0,062 9,59 +3,8

1010 240 0,014 2,21 +3,5

20 80 0,002 0,45 +3,6

20

10 264 0,015 1,91 +3,5

20 130 0,004 0,59 +3,6

40 50 0,001 0,14

Рис. 7. Принципиальная схема установки для доочистки пластовых вод от эмульги-рованных частиц нефти: 1 – НМС-2; 2 – магнитная кассета; 3 – резервуар; емкость отделения ча-стиц; 5 – линия для промывочного режима; 6 – линия доставки воды к КНС и БКНС; 7 – лоток для сушки частиц магнетита; 8 – магнит; 9 – печь; 10 – линия для добавления ПАВ и промы-вочной жидкости; 11 – насос; 12 – линия подачи очищаемой воды.


1. Лютоев А.А., Смирнов Ю.Г., Лютоева Е.А. Оценка эффективности очистки пластовых вод от эмульгированных нефтепродуктов с применением системы магнитных частиц и магнитного поля (научная статья) // Известия Коми научного центра Уро РАН. – Сыктывкар: Научный центр Уро РАН, - 2016. - №1(25). - с. 68-73.

2. Лютоев А.А., Ивенина И.В., Смирнов Ю.Г. Извлечение эмульгированных примесей нефти из воды при помощи высокодисперсных частиц магнетита // Защита окружающей среды в нефте-газовом комплексе. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», - 2014. - №4. - с. 40-45.

REFERENCES

1. Lutoev A.A., Smirnov Yu.G., Lyutoev E.A. Evaluation of the effectiveness of cleaning produced water from emulsified oil products with application of system of magnetic particles and magnetic fields (scientific paper) // Proceedings of the Komi scientific center.– Syktyvkar: Ural branch of RAS, 2016. №1(25). - p. 68-73.

2. Lutoev A.A., Smirnov Yu.G., Ivanina I.V. Extraction of emulsified oil impurities from water using highly dispersed particles of magnetite // Protecting the environment in the oil and gas sector. – M.: PJSC “VNIIOENG”, 2014. - №4. - p. 40-45.


ОПТИМИзАцИя НАгНЕТАТЕльНОгО фОНДА СкВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИя НА ПОзДНЕй СТАДИИ...


3. Цхадая Н.Д., Быков И.Ю., Чупров И.Ф., Ланина Т.Д., Смирнов Ю.Г., Лютоев А.А. Обоснование параметров конструкции неодимового магнитного сепаратора для очистки пластовых вод // Нефтяное хозяйство. – М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2017. - №8. - с. 112-115.

4. Лютоев А.А., Смирнов Ю.Г. Численное моделирование процесса омагничивания нефтяных эмульсий с использованием наночастиц магнетита для управления системой очистки воды от нефтепродуктов // Естественные и технические науки. – М.: ООО «Издательство «Спутник», 2013. - №2. - с. 334-342.

5. Лютоев А.А., Ивенина И. В., Смирнов Ю.Г. Регенерация ферромагнитных наночастиц в ходе тонкой очистки воды от эмульгированной нефти // Материалы международного семинара «Рассохинские чтения» (1-2 февраля 2018 года) в 2 ч.; ч. 1. - Ухта: УГТУ, 2018.- с. 258-261.

REFERENCES (ending)

3. Tskhadaya N.D., Bykov I.Yu., Chuprov I.F., Lanina Т.D., Smirnov Yu.G., Lutoev A.A. Justification of design parameters of a neodymium magnetic separator for the purification of reservoir water // Oil industry. – M.: CJSC «Izdatel'stvo «Neftyanoe hozyajstvo», 2017. – №8. - p. 112-115.

4. Lutoev A.A., Smirnov Yu.G. Numerical modeling of the process of magnetization of oil emulsions using magnetite nanoparticles for controlling the system of water purification from oil products // Natural and technical sciences. – M.: LLC «Izdatel'stvo «Sputnik», 2013. - №2. - p. 334-342.

5. Lutoev A.A., Ivenina I.V., Smirnov Yu.G. Regeneration of ferromagnetic nanoparticles in the course of fine water purification from emulsified oil // Proceedings of the international seminar" Rassokhin readings " (February 1-2, 2018): in 2 parts; part 1,-Ukhta: UGTU, 2018. - p. 258-261.

Месторождение Дыш находится на завершающей стадии разработки. Система подержания пластового дав-ления (ППД) на I горизонте с нагнетанием воды в законтурную и приконтурную части залежи оказалась низкоэффективной. На II горизонте ППД практически не осуществлялось. Пластовое давление в зоне отбора на обоих объектах упало до давления насыщения. Для предотвращения развития режима растворённого газа требуется организация внутриконтурного заводнения. Быстрый рост обводнённости привёл к значительному снижению отборов нефти за последний год по I гори-

зонту и по месторождению в целом. Динамика добычи позволяет предположить дальнейшее продолжение сни-жения уровней.

Быстрый рост обводнённости отмечается в послед-ние 2 года. Интенсификация добычи нефти привела к значительному росту отборов жидкости из залежи. Мало-эффективная система ППД не позволила компенсировать отборы закачиваемой водой. Давление в залежи упало, что привело к вторжению большого объёма контурных вод. Произошёл прорыв вторгшейся воды ко многим скважинам, скачкообразно обводнившимся до 70-98%.

УДК 622.276.43

Оптимизация нагнетательного фонда скважин месторождения на поздней стадии разработки по результатам анализа трассерных исследований (на примере месторождения Дыш)

О.В. Савенок – доктор техн. наук, профессор;Е.Н. Даценко – канд. техн. наук, доцент; И.О. Орлова – канд. техн. наук, доцент;

Н.Н. Авакимян – канд. техн. наук, доцент; П.В. Лукьяненко – студент-магистрант

(Кубанский государственный технологический университет)



Исходя из выше изложенного, целесообразно проведение трассерных исследований на фонде ППД для определения эффективности закачки воды на месторождении, опре-деления скважин-кандидатов в нагнетательный фонд и остановки нагнетательных скважин с неэффективной за-качкой.

Трассерные многоцветные дисперсионные флуоресцентные исследования (МДФИ)

При выборе индикаторов для проведения иссле-дований учитываются специфика и условия работы. Жид-кость в пластах движется с небольшой скоростью по мельчайшим каналам, образованным системами пор или трещин, контактируя с огромной площадью поверхности породы. Горная порода имеет минералогический состав и часто содержит элементы, способствующие задержке индикатора. Давление и температура в глубоко зале-гающих нефтяных горизонтах высокие. Насыщены они разнообразными флюидами, причём пластовые воды обычно высокоминерализованные. Всё это предъявляет к индикаторам определённые специфические требования.

Вещества, используемые для изучения движения жид-кости в нефтяном пласте, должны обладать следующими признаками:

• должны хорошо растворяться в прослеживаемой жидкости и не растворяться в других флюидах, насы-щающих пласт;

• сохранять свои физико-химические свойства в пластовых условиях в течение длительного времени;

• не должны содержаться в пластовых жидкостях;• не должны нарушать своим присутствием

естественного потока, строго следовать вместе с гидро-динамическим носителем;

• с высокой точностью и быстротой фиксироваться в широком диапазоне изменения концентрации, начиная с незначительной; регистрация должна производиться непрерывно и автоматически непосредственно в стволе или на устье скважины;

• не представлять опасности для персонала, прово-дящего исследования; также безопасной должна быть и жидкость, извлекаемая из пласта;

• не заражать местности и водоёмов, в которые сбра-сываются промысловые сточные воды.

Главные отличия новых трассеров от известных заклю-чаются в чрезвычайно высокой чувствительности метода их обнаружения и многоцветности. Новые трассеры мо-гут определяться в любых жидких средах, в том числе в пластовых водах любого состава, в сточных водах, в нефтях и т.п. с помощью простого высокочувствительного метода. Чувствительность метода определения новых трассеров не хуже, чем у метода радиоизотопов. В од-ном эксперименте можно использовать несколько (3-5) различающихся по цвету флуоресценции трассеров, что значительно расширяет возможности метода, позволяет экономить время и средства.

Вследствие высокой чувствительности метода опре-деления трассеров, расходы трассирующих веществ в обычных экспериментах чрезвычайно малы. Обычно при проведении экспериментов с объектами подземной гидросферы используется 750-1000 г сухого препарата трассера. Достигаются эти качества трассеров за счёт того, что индикаторное вещество используется не в молекулярной форме, а в виде квазиколлоидов – микроскопических дисперсионных полимерных частиц сферической формы диаметром меньше одного микрона. Полимерные материалы, из которых приготавливаются

дисперсионные индикаторы, обладают устойчивостью к действию нефтепродуктов в термобарических усло-виях пласта, их плотность подбирается близкой к плотности визуализируемой среды. Броуновский ха-рактер поведения этих частиц (размеры < 1 мкм) в визуализируемой жидкой среде и одинаковая с жидкой фазой плотность обеспечивают высокую степень подобия гидродинамических характеристик частиц и среды, что, в свою очередь, решает проблему седиментационного осаждения частиц трассеров.

Простота количественного обнаружения новых индика-торов-трассеров обеспечивается яркой флуоресценцией полимерных материалов (флуоресцентных пигментов), из которых приготавливаются индикаторные суспензии. Цвет флуоресцентного свечения пигментов задаётся в процессе их приготовления выбором соответствующих флуорохро-мов, входящих в состав флуоресцентных пигментов.

Все технологические процедуры подготовки про-изводятся в стационарных лабораторных условиях. Готовые к употреблению индикаторы представляют собой высококонцентрированные пастообразные сус-пензии или порошки, которые непосредственно перед инжекцией индикаторов в пласт разбавляют до стар-товых концентраций той средой, которую предстоит визуализировать. Это необходимо для выравнивания осреднённой плотности «стартового раствора» и визуа-лизируемой среды (в нашем случае – закачиваемой в пласт воды).

Очевидно, что для решения других задач в ка-честве визуализируемой среды может использоваться нефть или нефтепродукты. В этом случае исходные высококонцентрированные суспензии флуоресцентных частиц приготавливаются на основе нефтепродуктов (ке-росин, соляр).

Важно отметить следующее свойство дисперсионных трассеров. Введённый в многофазную систему пласта через одну из фаз (нефть или воду) этот индикатор за счёт прочной межфазовой плёнки поверхностного на-тяжения, как правило, остаётся в своей фазе. То есть введённые в воду частицы, несмотря на многократные процессы эмульгирования-деэмульгирования, остаются в значительной части в воде. И лишь отдельные частицы, введённые в воду, при многократном разрушении меж-фазных плёнок теоретически могут оказаться в нефти либо на обрывках плёнки, либо изолированными фор-мами, обязательно заключёнными в водную оболочку, имеющую достаточно высокую прочность и обладающую свойствами упругой мембраны.

Несмотря на то, что перешедшая из воды в нефть микроскопическая частица, окружённая межфазной плён-кой, будет иметь плотность несколько большую, чем плотность нефти, она будет наряду с другими частицами попутной воды участвовать в общем движении нефти и воды. Справедлива и аналогичная схема рассуждений для частиц, введённых в нефть. Причём и в этом случае потерь частиц при межфазном переходе нет, так как преодолевшие межфазный барьер частицы, окружённые нефтяной оболочкой, несмотря на своё изолированное состояние, будут вести себя как частицы нефти. Ес-тественно, эти частицы будут участвовать в общем дви-жении нефти и воды в пласте. В отобранной пробе, благодаря меньшему значению осреднённой плотности, эти частицы будут тяготеть к поверхности раздела фаз «вода – нефть».

Стартовые концентрации трассеров готовятся за несколько часов (5-7) до инжекции трассеров в



исследуемые пласты из концентрированных суспензий пу-тём разбавления водой, используемой для поддержания пластового давления. Непосредственно перед началом инжекции и в её конце отбираются пробы стартовых суспензий для определения начальной счётной кон-центрации трассеров. Отбор проб водонефтяной смеси из добывающих скважин осуществлялся в специальные герметически закрываемые бутыли через контрольные краны в скважинах. Объём отбираемой пробы – 1,5-2,0 л. Пробы после отбора не фиксируются, а доставляются в полевую лабораторию, развёрнутую в приспособленном помещении на территории промысла. Здесь они обра-батываются по специальной методике реагентного от-стаивания с целью отделения нефти от попутной воды. Попутная вода, полученная в результате расслоения пробы, после замера общего объёма сливается в чи-стые пронумерованные бутылки для последующего транспортирования в стационарную лабораторию. При этом бутылка наполняется таким образом, чтобы граница раздела фаз нефти и воды попала в бутылку вместе с водой.

По результатам определения объёма вод, полученного из известного объёма пробы, оценивается процент обводнения продукции скважин. Эта информация ис-пользуется при обработке экспериментальных данных. Оставшийся после приготовления к отправке пробы в ста-ционарную лабораторию объём воды фильтруется здесь же в полевой лаборатории через мембранный фильтр с размерами пор, меньшими чем диаметр частиц трассера, после чего фильтр просчитывается по упрощённой ме-тодике на полевом флуоресцентном микроскопе для по-лучения оперативной полуколичественной информации о содержании трассера в отобранных пробах. Эта информация очень важна для оптимизации условий эксперимента в ходе выполнения работ. В качестве итоговых полученные значения концентраций трассера практически не используются, так как для этих целей предусмотрен специальный этап работ – количественное определение счётных концентраций трассеров в стацио-нарных условиях.

На заключительном этапе анализируется не только попутная вода, но и зона водонефтяного контакта, где могут концентрироваться отдельные частицы, со-вершившие в результате многократных процессов эмуль-гирования-деэмульгирования межфазные переходы. Идентификация и подсчитывание числа частиц на по-верхности фильтра на этом этапе проводится с помощью всего арсенала лабораторных приборов, начиная от ультразвуковых диспергаторов до современных стационарных флуоресцентных микроскопов, позво-ляющих использование методов количественной микро-спектрофлуориметрии на основе фотоэлектронной техники. Полученные в ходе люминесцентно-микроско-пического анализа данные обрабатываются на компью-тере, и для каждой добывающей скважины строится однотипный набор схем, графиков и диаграмм, на-глядно иллюстрирующих гидродинамические связи нагнетательных и добывающих скважин. При этом на всех графических иллюстрациях цвет концентрационной кривой соответствует цвету трассера.

Основные решаемые задачи при проведении трассер-ных исследований позиционируются следующим обра-зом:

• определение момента прихода каждого индикатора в отдельные скважины, определённые заказчиком как «наблюдательные»;

• определение момента прихода основного фронта вытесняющей жидкости по отдельным наблюдательным скважинам (через 3-6 месяцев после инжекции индика-тора в залежь);

• выявление гидродинамических связей, указанных заказчиком нагнетательных и наблюдательных скважин, характеризующих связь между блоками и горизонтами залежи, свидетельствующих о наличии литологических «окон» и слабопроницаемых перемычек;

• определение истинных скоростей и направлений движения нагнетаемой воды и пластовых флюидов на исследованных направлениях;

• получение сведений о внедрении в продуктивную часть пласта законтурных вод.

Технологический процесс применения МДФИТехнологический процесс включает в себя подготовку

и инжекцию меченых жидкостей, отбор проб флюидов из эксплуатационных скважин, подготовку и обработку проб, проведение анализа на определение концентрации индикатора и количественную интерпретацию результатов исследований.

Технология межскважинных трассерных исследований основана на инжекции в одну или несколько нагнетательных (поглощающих) скважин заданного объёма водного рас-твора, меченного МДФИ, и последующем контроле за его продвижением с осуществлением планового отбора проб жидкости на устьях эксплуатационных скважин. Определение концентраций индикатора в водной фазе проводится в лабораторных условиях.

Технология применима при любой системе заводнения, при любой обводнённости продукции эксплуатационных скважин, независимо от числа пластов, вскрытых пер-форацией. Область применения технологии не огра-ничивается способом эксплуатации и оборудованием скважин, величинами притоков добываемой жидкости, обводнённостью, вязкостью и газовым фактором жид-кости. Исследования не накладывают ограничений на режимы работы скважин.

Технологию можно использовать на месторождениях, разрабатываемых закачкой в пласты различных хи-мических соединений для повышения эффективности вытеснения нефти водой. Работы по проведению трассерных исследований ведутся по плану работ, согла-сованному с исполнителем и утверждённому заказчиком. Исполнитель обеспечивает приобретение и доставку материалов (индикаторы, мембранные фильтры и др.) и оборудования (за исключением цементировочных агре-гатов, компрессоров, технологических линий и емкостей), осуществляет приготовление меченой МДФИ жидкости для инжекции в пласт, проводит подготовку и обработку проб к анализу, определяет концентрацию индикатора в них, интерпретирует полученные данные, выдаёт заклю-чение о результатах исследований, осуществляет выбор эксплуатационных и нагнетательных скважин, а также подготовку скважин к проведению исследований.

До начала проведения трассерных исследований с устьев эксплуатационных скважин отбирают пробы для определения фонового содержания ин-дикаторов. Основными условиями при проведении межскважинных трассерных исследований является техническая исправность устьевого оборудования, на-сосно-компрессорных труб (НКТ), эксплуатационной колонны; герметичность заколонного пространства; чистота и герметичность емкостей и технологических линий, используемых для приготовления и инжекции



меченых МДФИ жидкостей. Процесс инжекции в пласт меченой жидкости осуществляют с использованием се-рийно выпускаемых агрегатов ЦА-320А. При наличии возможности равномерного смешения индикатора с ин-жектируемой жидкостью возможно применение других открытых емкостей с использованием для инжекции ком-прессора.

Меченую жидкость приготавливают непосредственно вблизи устья нагнетательной скважины. Ёмкость запол-няют водой, используемой для заводнения, и добавляют высококонцентрированную суспензию МДФИ. После загрузки индикатора производится перемешивание ме-ченой жидкости в течение 10-20 минут до получения однородного раствора.

По завершению перемешивания отбирают пробу ме-ченой жидкости для определения исходной (стартовой) концентрации индикатора. Приготовленную меченую жидкость насосом цементировочного агрегата или компрессора инжектируют в пласт через насосно-компрессорные трубы или в затрубное пространство в интервал поглощения нагнетательной скважины при дав-лении нагнетания вытесняющего агента согласно режиму, установленному в плане работ. После завершения инжекции проводят промывку рабочих ёмкостей аг-регатов водой. Объём промывочной жидкости должен быть не менее полуторакратного объёма компоновки тех-нологической линии от ЦА до зоны поглощения пласта. Промывочная жидкость закачивается в нагнетательную скважину. Нагнетательную скважину запускают в работу согласно технологическому режиму.

Первые пробы жидкости из эксплуатационных сква-жин отбираются через 2-3 часа после завершения инжекции. Частота и периодичность отбора проб опре-деляются планом работ. При любой периодичности, по возможности, отбор проб должен быть регулярным. Отбор проб и последующая работа с ними должны исключать возможность их загрязнения. Отбор проб прекращается по согласованному решению исполнителя и заказчика. Отобранные пробы маркируются перманентным маркером с указанием месторождения, номера скважины, даты и времени отбора. Надписи на пробе должны быть раз-борчивыми. Подписанные и герметически укупоренные пробы можно хранить в течение длительного времени, определяемого в зависимости от сохранности пластиковой тары.

Оборудование и материалы, используемые при отборе, подготовке и обработке проб:

• ёмкости для отбора проб – ПЭТ бутылки 1,5 литра;• деэмульгатор, применяемый на месторождении при

сепарации для данного типа нефти;• термостатическая водяная баня;• цилиндр мерный объёмом 1000 мл;• фильтрационная воронка из нержавеющей стали;• колба Бунзена;• ручной или электрический лабораторный компрессор;• комплект соединительных силиконовых трубок;• мембранные фильтры;• стеклянные кассеты для хранения готовых для ана-

лиза фильтров.Для количественного определения концентрации

индикатора используется люминесцентный дорожный микроскоп МЛД-2. Для калибровки метода определения трассера в исследуемых пробах используются образцы стартового раствора трассера.

Подготовка и обработка проб к анализу включают в себя выделение воды из добываемой жидкости с её

последующим мембранным фильтрованием. Выделение воды из проб добываемой жидкости проводится обще-принятыми методами на основе седиментационного расслоения жидкостей. Выделенная вода фильтруется через мембранный фильтр с размерами пор меньше диаметра частиц. Объём профильтрованной воды за-меряется с помощью мерного цилиндра. Замеренный объём фиксируется в журнале подготовки и анализа проб. Определение обводнённости проводится при обработке каждой пробы. Подготовленный фильтр по-мещается в стеклянную кассету, защищающую фильтр от внешнего воздействия. Оборудование, используемое при фильтрации и контактирующее с выделенной из пробы водой, промывается технической водой с использованием любого синтетического моющего сред-ства, после чего протирается чистым обтирочным ма-териалом. Полученные в результате обработки проб фильтры анализируются на люминесцентном дорожном микроскопе МЛД-2. Полученные результаты анализа проб по каждой эксплуатационной скважине фиксируются в журнале подготовки и анализа проб.

Технико-эксплуатационная характеристика нагнетательных скважин

В большинстве своём нагнетательные скважины по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным. Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с па-кером и якорем. Надпакерное пространство следует за-полнить нейтральной к металлу жидкостью (можно и нефтью). Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объёма воды, зумпф глубиной не менее 20 м для на-копления механических взвесей. Целесообразно при-менение вставных (сменных) фильтров, которые могут периодически подниматься из скважин и очищаться.

Конструкция нагнетательной скважины №487 место-рождения Дыш приведена ниже.

Конструкция скважины №487 месторождения Дыш:• направление 324 мм = 20 м;• кондуктор 245 мм = 600 м (зацементирован до устья);• эксплуатационная колонна 146 мм = 2280 м (заце-

ментирована до устья).Конструкция эксплуатационной колонны:146 мм ´ 7,7 Е = 612,08 м146 мм ´ 7,76 Е = 246 м146 мм ´ 7 Д = 384,27 м146 мм ´ 7,7 Д = 1037,66 мИтого: 2280 м.Колонна опрессована Р = 190 атм. на глинистом рас-

творе r = 1,18 г/см3.Цементный мост на глубине 2150 м.Стоп-кольцо на глубине 2270 м.Интервалы щелевой перфорации: 1997,2-2008 м;

2008-2011,6 м; 2013-2015,8 м; 2019-2020,2 м; 2022,4-2023,8 м; 2026,4-2027,6 м.

Пластовое давление – 178 атм.Расстояние от пола буровой до колонного фланца –

3,96 м.Спущено в скважину:НКТ 2,5" – 193 шт., на глубину – 1998 м.



Дополнительное оборудование – перо-воронка.Состояние скважины:26.06.1992 г. – введена в эксплуатацию фонтанным

способом (после многократного освоения компрессором получили слабый фонтан нефти).

16.04.1995 г. – переведена на глубинно-насосный способ эксплуатации.

18.11.2003 г. – произведён возврат на первый гори-зонт. Скважина работала с дебитом нефти 0,03 тонн/сут., жидкости – 2,5 тонн/сут., обводнённость 98-100%.

С 01.09.2004 г. – в наблюдательном фонде.С 22.06.2017 г. – скважина в нагнетательном фонде.Длительный период эксплуатации скважины (с 1991

года) является ярким подтверждением надёжности её конструкции.

Устья нагнетательных скважин оборудованы обычной нагнетательной арматурой АНК1-65-210.

Обвязка устья выполнена по типовой схеме обвязки устья нагнетательных скважин (ГОСТ 13846-84).

При такой схеме обвязки имеется возможность осу-ществления контроля за изменением давления, как в трубном, так и затрубном пространстве, а также проводить геолого-технические мероприятия, ГИС и гид-рогеологические исследования с целью определения па-раметров пласта в статических и динамических условиях.

Применение трассерных исследований на практикеУспешные попытки использовать трассерные методы

предпринимались различными исследователями нефтяных месторождений Северного Кавказа, Белоруссии, Тата-рии, Самарской, Пермской, Тюменской областях и т.п. В основном решались задачи прослеживания филь-трационных потоков между скважинами, установления истинных скоростей и направлений движения пластовых жидкостей и нагнетаемой в залежь воды, установления коллекторских свойств пласта в условиях его естественного залегания и т.п. Наиболее часто трассерные исследова-ния использовались для определения осреднённых значений фильтрационных параметров пластов на участках между нагнетательными и добывающими скважинами. При этом устанавливалось наличие или отсутствие гидродинамической связи по пласту между забоями исследуемых скважин, средние значения гидро-проводности и пьезопроводности пласта.

Технология проведения индикаторных исследований происходит в следующей последовательности. Первым этапом проводится выбор нагнетательных скважин для закачки трассеров и первоначальный выбор добывающих скважин (в зоне возможного реагирования). Далее про-изводят фоновый отбор проб жидкости. На третьем этапе определяют необходимое количество трассерных веществ для закачки в каждую конкретную нагнетательную сква-жину и осуществляют закачку меченой жидкости в пласт. На заключительном этапе производят отбор и анализ проб пластовой воды на содержание индикатора, а затем интерпретируют полу-ченные данные.

Месторождение Дыш разрабатывается с 1954 года и находится на поздней стадии разработки. С 1959 года на I горизонте применяется приконтурное заводнение. При этой системе нагнетательные скважины располагаются как с внешней, так и с внутренней стороны внешнего контура нефтеносности. Принятая система воздействия осуществляется на залежах уже в течение 49 лет.

Однако заводнением охвачена только восточная, наи-более дренируемая часть залежи I горизонта. В восточной части залежи наблюдается повышенное давление в

приконтурной части пласта и пониженное (ниже давления насыщения) в центральной части (зоне интенсивного дренирования). Давление закачки 120-110 атм. Вся остальная часть залежи разрабатывается в условиях упруговодонапорного режима с расширяющейся газовой шапкой. Расширение газовой шапки, вызванное падением пластового давления в неохваченной заводнением части горизонта, приводит к преждевременному прорыву газа в эксплуатационные скважины. Таким образом, увеличение объёмов нагнетания воды в эксплуатационные скважины и приближение фронта нагнетания к зоне отбора явится не только средством интенсификации дальнейшей разра-ботки залежи, но и будет способствовать стабилизации положения газонефтяного контакта. На рисунке 1 по-казаны предложения по скважинам-кандидатам для пе-ревода в нагнетательный фонд.

Технико-экономический анализ предлагаемых мероприятий

Коэффициент экономической эффективности капиталь-ных вложений определяется в результате сравнения требуемых для внедрения новой техники (оптимизации нагнетательного фонда скважин и трассерных исследо-ваний) капитальных вложений и общей суммы годовой экономики, полученной от снижения себестоимости до-бычи:

Eэф = ,

где ∆Cобщ – изменение расходов по материалам, элек-троэнергии и амортизации, которое определяется как сумма затрат соответственно на материалы, электро-энергию и амортизацию при базовой технике и затрат соответственно на материалы, электроэнергию и аморти-зацию при новой технике (∆Cобщ = 3,359 млн. руб.);∑ K – сумма капитальных вложений на проведение трас-серных исследований, которая складывается из затрат не-посредственно на проведение трассерных исследований и затрат по интерпретации данных (∑ K = 2,325 млн. руб.).

В таблице 1 показан расчёт дополнительной добычи от предлагаемого варианта оптимизации нагнетательного фонда скважин

Вывод: Коэффициент экономической эффективности капитальных вложений отвечает требованиям (норматив-ный коэффициент экономической эффективности капи-тальных вложений Е = 0,15), следовательно, оптимизация нагнетательного фонда скважин и проведение трассерных исследований на месторождении Дыш экономически вы-годны.

ECKMD>1I= = =

∆Σ

3 359

2 3251 44

,

,,

∆Cобщ

∑ K



1. Булатов А.И., Волощенко Е.Ю., Кусов Г.В., Савенок О.В. Экология при строительстве нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для студентов вузов. – Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2011. – 603 с.

2. Булатов А.И., Савенок О.В. Капитальный подземный ремонт нефтяных и газовых скважин: в 4 томах. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2012-2015. – т. 1-4.

REFERENCES

1. Bulatov A.I., Voloshchenko E.YU., Kusov G.V., Savenok O.V. EHkologiya pri stroitel'stve neftyanyh i gazovyh skvazhin: uchebnoe posobie dlya studentov vuzov. – Krasnodar: LLC «Prosveshchenie-YUg», 2011. – 603 p.

2. Bulatov A.I., Savenok O.V. Kapital'nyj podzemnyj remont neftyanyh i gazovyh skvazhin: v 4 tomah. – Krasnodar: LLC «Izdatel'skij Dom – YUg», 2012-2015. – v. 1-4.

Рис. 1. Предложения по скважинам-кандидатам для перевода в нагнетательный фонд.

Таблица 1. Расчёт дополнительной добычи от предлагаемого варианта оптимизации нагнета-тельного фонда скважин.





3. Булатов А.И., Савенок О.В. Практикум по дисциплине «Заканчивание нефтяных и газовых скважин»: в 4 томах: учебное пособие. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2013-2014. – т. 1-4.

4. Булатов А.И., Савенок О.В., Яремийчук Р.С. Научные основы и практика освоения нефтяных и газовых скважин. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2016. – 576 с.

5. Орлова И.О., Даценко Е.Н., Авакимян Н.Н. Эффективность применения трассерных исследований при добыче углеводородов // Материалы II Между-народной научно-практической конференции, приуроченной ко Дню Российской науки «Фунда-ментальные и прикладные исследования: от теории к практике» (05-09 февраля 2018 года, г. Воронеж). – Воронеж: ООО «АМиСта», 2018. – c. 251-254.

6. Орлова И.О., Даценко Е.Н., Авакимян Н.Н., Орлов И.В. Трассерные исследования межскважинного пространства // Булатовские чтения: материалы II Международной научно-практической конференции (31 марта 2018 года): в 7 томах: сборник статей / Под общ. ред. д-ра техн. наук, проф. О.В. Савенок. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2018. – т. 2 в 2 ч.: Разработка нефтяных и газовых месторождений. – ч. 2. – c. 67-69. Режим доступа: http://id-yug.com/images/id-yug/Bulatov/2018/2/Part-2/PDF/2018-v2-67-69.pdf.

7. Петрушин Е.О. Индикаторные методы контроля скорости фильтрации при разработке нефтяных месторождений // Технические и технологические системы: Материалы седьмой международной научной конференции «ТТС-15» (7-9 октября 2015 года) / ФГБОУ ВПО «КубГТУ», КВВАУЛ им. А.К. Серова; под общей редакцией Б.Х. Гайтова. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2015. – c. 310-322.

8. Трунов Н.М., Грибов В.С., Салтыкова Н.Н., Мурыгин А.П., Ластенко И.П. Индикаторные исследования скважин при решении нефте- и газопромысловых задач // Режим доступа: http://sirena-2.ru/wp-content/uploads/2014/09/Грозный_Индикат_-исслед_текст.pdf.

9. Тарасов М.Г., Никаноров А.М., Трунов Н.М. Использование нового вида трассера для ис-следования техногенных изменений природных водонапорных систем нефтяных месторождений // Режим доступа: http://sirena-2.ru/wp-content/uploads/2016/01/ИСПОЛЬЗОВАНИЕ-НОВОГО-ВИДА-ТРАССЕРА.pdf.

REFERENCES (ending)

3. Bulatov A.I., Savenok O.V. Praktikum po discipline «Zakanchivanie neftyanyh i gazovyh skvazhin»: v 4 tomah: uchebnoe posobie. – Krasnodar: LLC «Izdatel'-skij Dom – YUg», 2013-2014. – v. 1-4.

4. Bulatov A.I., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Nauchnye osnovy i praktika osvoeniya neftyanyh i gazovyh skvazhin. – Krasnodar: LLC «Izdatel'skij Dom – YUg», 2016. – 576 p.

5. Orlova I.O., Dacenko E.N., Avakimyan N.N. EHffektivnost' primeneniya trassernyh issledovanij pri dobyche uglevodorodov // Materialy II Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii, priurochennoj ko Dnyu Rossijskoj nauki «Fundamental'nye i prikladnye issledovaniya: ot teorii k praktike» (05-09 fevralya 2018 goda, g. Voronezh). – Voronezh: LLC «AMiSta», 2018. – p. 251-254.

6. Orlova I.O., Dacenko E.N., Avakimyan N.N., Orlov I.V. Trassernye issledovaniya mezhskvazhinnogo prostranstva // Bulatovskie chteniya: materialy II Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii (31 marta 2018 goda): v 7 tomah: sbornik statej / Pod obshch. red. d-ra tekhn. nauk, prof. O.V. Savenok. – Krasnodar: LLC «Izdatel'skij Dom – YUg», 2018. – v. 2. v 2 ch.: Razrabotka neftyanyh i gazovyh mestorozhdenij. – ch. 2. – p. 67-69. Rezhim dostupa: http://id-yug.com/images/id-yug/Bulatov/2018/2/Part-2/PDF/2018-v2-67-69.pdf.

7. Petrushin E.O. Indikatornye metody kontrolya skorosti fil'tracii pri razrabotke neftyanyh mestorozhdenij // Tekhnicheskie i tekhnologicheskie sistemy: Materialy sed'moj mezhdunarodnoj nauchnoj konferencii «TTS-15» (7-9 oktyabrya 2015 goda) / FGBOU VPO «KubGTU», KVVAUL im. A.K. Serova; pod obshchej redakciej B.H. Gajtova. – Krasnodar: LLC «Izdatel'skij Dom – YUg», 2015. – p. 310-322.

8. Trunov N.M., Gribov V.S., Saltykova N.N., Murygin A.P., Lastenko I.P. Indikatornye issledovaniya skvazhin pri reshenii nefte- i gazopromyslovyh zadach // Rezhim dostupa: http://sirena-2.ru/wp-content/uploads/2014/09/Грозный_Индикат_-исслед_текст.pdf.

9. Tarasov M.G., Nikanorov A.M., Trunov N.M. Ispol'zovanie novogo vida trassera dlya issledovaniya tekhnogennyh izmenenij prirodnyh vodonapornyh sistem neftyanyh mestorozhdenij // Rezhim dostupa: http://sirena-2.ru/wp-content/uploads/2016/01/ИСПОЛЬЗОВАНИЕ-НОВОГО-ВИДА-ТРАССЕРА.pdf.


РАСчЕТ гЕОМЕТРИчЕСкОгО РАзМЕРА ПлАМЕНИ ПОЖАРА НА гАзОПРОВОДЕ Для СцЕНАРИЕВ...

Расчёт геометрических размеров пламени пожара на магистральном газопроводе проводится в соответствии с двумя группами сценариев: С1 – пожар в котловане в виде вертикально горящего столба (колонный пожар) и С2 – две горящие струи газа, направленные от точки разрыва в противоположные стороны вдоль оси маги-стрального газопровода (струевые пламена).

Моделирование пожара для сценариев группы С2 – струевые пламена в соответствии с методическими указаниями [1] рекомендовано осуществлять на твёрдо-тельной модели усеченного конуса, схема которого для одной струи пламени, харак-теризующейся наклоном α к горизонту, представлена на ри-сунке 1.

Исходные данные: - наружный диаметр трубо-

провода – dн = 1420 мм; - внутренний диаметр трубо-

провода – d0 = 1387 мм; - скорость ветра – u0 = 3,2 м/с; - температура газа в точке

разрыва до аварии T0 = 280,39 К; - атмосферное давление Pa =

101325 Па.Искомые параметры модели

струи: – общая длина струевого

пламени (пожара); – отрыв пламени от отверстия

истечения; – длина видимой части ко-

нусообразного пламени;

– ширина малого и большого оснований усеченного конуса;

– длина образующей усе-

ченного конуса.Расчет ведется независимо

для 2-х струй пламени.

Определяются следующие газодинамические параметры потока (индекс Е), характеризующие критические условия аварийного истечения газа (М = 1 – число Маха):

- скорость истечения:

uE = aE = , (1)

Rг = 510 Дж/(кг ∙ К) – удельная газовая постоянная при-родного газа;k – показатель адиабаты для природного газа, равный k = 1,389;

УДК 658.382

Расчет геометрического размера пламени пожара на газопроводе для сценариев группы С2 – струевые пламена

А.И. Быков - ведущий инженер по промышленной безопасности

(ООО «Газпром трансгаз Ухта»)

Рис. 1. Схематическое представление модели струевого пламени для сценариев пожара группы С2 «струевые пламена» (показана одна струя).

W WC C1 2

2 2( ) ( ),

2С

фL

2

1

0 5kk +

,

·RГ · T0

hC2

RLC2

2С

обрL


РАСчЕТ гЕОМЕТРИчЕСкОгО РАзМЕРА ПлАМЕНИ ПОЖАРА НА гАзОПРОВОДЕ Для СцЕНАРИЕВ...

м/с

- плотность истекающего газа для первой струи:

G1 = 3815,93 кг/с – расход газа из 1-го аварийных участка рассчитан в соответствии с методикой [1];f – площадь поперечного сечения трубы, м2.

- плотность истекающего газа для второй струи:

, кг/м3 (3)

G2 = 3399,23 кг/с – расход газа из 1-го аварийных участка рассчитан в соответствии с методикой [1];- давление истекающего газа для первой струи:

PE = PE (t) · Rг · T0 > Pa (4) = 742229,5 Па >

Pa = 101325 Па

- давление истекающего газа для второй струи:

= 660823,7 Па >

Pa = 101325 Па (5)

Условие выполняется. Это означает, что истечение газа происходит в режиме сверхзвуковой скорости и определение геометрических параметров струевого пла-мени осуществляется в следующем порядке.

Вначале определяются газодинамические параметры сверхзвукового потенциала газа в ударном сечении s. Под ударным сечением понимается некоторая попереч-ная плоскость течения потока, расположенная после выходного сечения на расстоянии нескольких диаметров трубы и характеризующаяся спадом давления до атмо-сферного.

- параметр скорости:

, м/с (6)

, м/с

- параметр температуры:

, К (7)

, К

- число Маха: , (8)

- плотность газа:

, кг/м3 (9)

- эффективный диаметр эквивалентного сечения струи:

, м (10)

, м

Далее определяют термодинамические и геометрические параметры струевого пламени:

- тепловыделение струй пламени с учетом их расхода: ρН (11)

ρН – плотность природного газа при нормальных усло-виях, кг/м3;

– низшая теплота сгорания, кДж/м3 (по ГОСТ 30319.1-

2015 = 32922,51 кДж/м3)

• Для первой струи при G1 = 3815,93 кг/с

3815,93 ∙ 32922,51 / 0,729 = 172,33 ∙ 106, кВТ

• Для второй струи при G2 = 3399,23 кг/с

3399,23 ∙ 32922,51 / 0,729 = 153,51 ∙ 106, кВТ

Здесь и далее индексы 1, 2 определяют принадлежность к 1-й или 2-й струе факела.

- соответственно длины струй:

0,23 ∙ (172,33 ∙ 106)0,4 –

– 1,02 ∙ 2,22 = = 450,92 м

0,23 ∙ (153,51 ∙ 106)0,4 –

– 1,02 ∙ 2,22 = = 430,43 м

- отрыв пламени пожара от среза разорванной трубы:

0,2 ∙ 450,92 = 90,18 , м

0,2 ∙ 430,43 = 86,09 , м

- длина видимой части пламени:

450,92 – 90,18 = 360,74 , м

430,43 – 86,09 = 344,34 , м

- ширина большого основания усеченного конуса мо-дели пламени:

0,26 ∙ 450,92 = 117,24 , м (12)

0,26 ∙ 430,43 = 111,91 , м (13)

- ширина малого основания видимой части усеченного конуса модели пламени определится из геометрического подобия:

0,5

2 1,389510 280,39 407,78

1,389 1E E

а u��

� � � � ��

ρ ρπE E

E E E

t Ga f

Ga d1 1

1 1

0

2

4 3815 93 4

407 78 3 14 1 3( ) = ( ) =

⋅=

⋅⋅ ⋅

=⋅

⋅ ⋅,

, , , 8876 20

2= , , кг/м3 (2)

ρ ρE E t2 2 2

3399 23 4

407 78 3 14 1 3875 52( ) = ( ) =

⋅⋅ ⋅

=,

, , ,,

P P tE E1 1

2

1 389 16 20 510 280 39( ) ( )= ( ) =

+⋅ ⋅ ⋅

,, ,

P P tE E2 2

2

1 389 15 52 510 280 39( ) ( )= ( ) =

+⋅ ⋅ ⋅

,, ,

λρsE a

E E

P Pu

= +−⋅

12

λs = +−

⋅=1

742229 5 101325

6 20 407 781 62

2

,

, ,,

P P tk

tE E E= ( ) =+

⋅ ( )�2

1ρ

T T kks s= ⋅ −−+

⋅

0

21

1

1λ

Ts = ⋅ −−+

⋅

=280 39 1

1 389 1

1 389 11 62 160 57

2,

,

,, ,

M ak R Tss E

s

=⋅⋅ ⋅

λ

Ms =⋅⋅ ⋅

=1 62 407 78

1 389 510 160 57

1 96, ,

, ,

,

ρsa

s

PR T

=⋅

=⋅

=101325

510 160 571 237

,,

2С

эфD � dME

s s0

ρρ ⋅

2С

эфD �DMD!2 1 387

6 20

1 237 1 962 22=

⋅=,

,

, ,,

2

1 1,2/

С т

ф нQ G Q��

т

нQ

т

нQ

2

1

С

фQ �

2

1

С

фQ �

� �2 2

1

0,42

10, 23 1,02

С СC

ф ф эфL Q D� � � � �

� �2 2 2

2 2

0,4

0, 23 1,02С С C

ф ф эфL Q D� � � � �

2 2

110, 2

С С

фh L� � �

2 2

220, 2

С С

фh L� � �

2 22 2

C C

фL h� �2

2

C

LR �

2

1

С

LR � 2 2

1 1

C C

фL h� �

� �2

2 1

CW � 2

10, 26

С

фL� �

� �2

2 2С

W � 2

20, 26

С

фL� �


= , (14) Lф(1, 2) h(1, 2)

Откуда: · h(1, 2) = , (15) Lф(1, 2)

или:

= = 23,45 , м

= = 22,38 , м

Ширина средней линии модели определяется из со-отношения:

= +

, (16)

Тогда: для первой струи:

= = 70,35 , м

для второй струи:

= = 67,15 , м

Таким образом, в статье представлен пример числового расчета геометрических параметров пламени на базе твердотельной модели усечённого конуса струевого по-жара С2 для магистрального газопровода диаметром 1420 мм.

ВСЕлЕННАя, кАк ОНА ЕСТь

WC2 1 2

2

,( ) WC1 1 2

2

,( )

WC1 1 2

2

,( )

WC2 1 2

2

,( )

WC1 1

2

( )117,24 ∙ 90,18

450,92

WC1 2

2

( )111,91 ∙ 86,09

430,43

WcpC1 2

2

,( ) 2

WC1 1 2

2

,( ) WC2 1 2

2

,( )

WcpC1

2

( )

WcpC

22( )

117,24 + 23,452

111,91 + 22,382


1. СТО Газпром 2-2.3-351–2009. Методические указания по проведению анализа риска опас-ных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»: распоряжение ОАО «Газпром» от 30.03.2009 №83; введ. 30.12.2009. – М.: ОАО «Газпром Экспо», 2009. – 377 с.

REFERENCES

1. STO Gazprom 2-2.3-351–2009. Metodicheskie ukazaniya po provedeniyu analiza riska opas-nyh proizvodstvennyh ob"ektov gazotransportnyh predpriyatij PJSC «Gazprom»: rasporyazhenie PJSC «Gazprom» ot 30.03.2009 №83; vved. 30.12.2009. – M.: PJSC «Gazprom EHkspo», 2009. – 377 p.

БОЛЬШОЙ ВЗРЫВТеоретически процесс Большого Взрыва Вселенной

достаточно подробно разработан [9] и у большинства ве-дущих ученых (астрономов и астрофизиков) не вызывает отторжения. Как выразился академик Я.Б. Зельдович [7]: «Теория Большого Взрыва в настоящий момент не

имеет сколько-нибудь заметных недостатков. Я бы даже сказал, что она столь же надежно установлена и верна, сколь верно то, что Земля вращается вокруг Солнца».

В 1929 году Эдвин Хаббл подтвердил гипотезу Боль-шого Взрыва и последующего разбегания галактик во

УДК 523-52

Вселенная, как она есть

В.И. Иванников – доктор технических наук, академик РАЕН

«Небесный свод, горящий славой звездной,Таинственно глядит из глубины,

И мы плывем, пылающею безднойСо всех сторон окружены».

Ф.И. Тютчев

«Per aspera ad astra»



Вселенной. Удивляет скорость убегания самых далеких галактик. По допплеровскому красному смещению она уже приближается к скорости света.

Астрофизики ввели понятие сингулярности, т.е. рожде-ния материи во Вселенной из ничего. На языке формул, которыми оперирует современная физика, опровергнуть теорию Большого Взрыва невозможно.

Раньше изучение объектов Природы строилось, начиная с физической модели, за которой потом следовал её математический аналог. В случае описания Вселенной ученые впервые идут обратным путем.

Укоренилось мнение, будто наука становится настоящей после процедуры «математизации». Ради того, чтобы из-бежать математического кошмара сингулярности, автор счёл возможным допустить существование до Большого Взрыва начального зародыша Вселенной в виде некоего «яйца» сверх плотной массы - SDS (super density substance). Иными словами, примерно 20 миллиардов лет назад Вселенная представляла собой гигантскую каплю огромной плотности – около 5 1093 г/см3 (квантовый предел плотности вещества). По неизвестным нам при-чинам эта капля взорвалась (рис. 1).

Далее продолжим свою цепь событий и следствий, не опровергая теорию Большого Взрыва.

Протоматерия до момента отделения вещества от излучения являла собой облака нейтронного газа с вклю-чениями нейтронных сгустков и «черных дыр» - еще более плотных нейтронных образований. Повсеместное реликтовое излучение, изотропно заполняющее весь наблюдаемый объем Вселенной, в 1964 году было обнаружено. Считается, что оно осталось после охлаждения первичного газа [4].

Когда «свет отделился от тьмы», появился первоэлемент Вселенной водород. Часть нейтронного газа за счет излучения фотонов распалась на атомарный водород (протон + электрон) + нейтрино.

Другая (большая часть) нейтронного газа осталась в облаках, как связую-щее (среда тяготения тел). Облака стали протогалактиками, внутри кото-рых началось звездообразование. Нейтронные сгустки послужили за-родышами будущих звезд, а «черные дыры» - ядрами галактик.

ГАЛАКТИКИ«Высшей истинностью обладает

то, что является причиной следствий,

в свою очередь, истинных»

Аристотель

Галактики являются главными структурными объектами Вселенной. Поэтому проблема происхождения га-лактик есть проблема происхождения материального мира. На рис. 2 пока-заны соотношения видимой и скрытой материи после Большого Взрыва и спустя 13,7 миллиардов лет. Как мы видим, темная материя превалирует (73%) над

её видимой частью (12%) и заключается в облаках не-видимого нейтронного газа (рис. 3).

Можно догадываться, что силы тяготения (в их фи-зическом выражении) внутри нейтронных облаков свя-заны с распадом газовых нейтронов и переходом их в атомарный водород (подобно кипению жидкости). При этом концентрация свободных нейтронов в облаке должна поддерживаться постоянной. Вследствие этого первородное нейтронное облако будет сжиматься, что и наблюдается в галактиках в виде скучивания звезд. Может быть, в этом суть тяготения нейтронных сгустков друг к другу, поскольку они являются ядрами звезд, обеспечивающих формирование и гравитационное взаи-модействие последних.

«Черные дыры» стали притчей во языцех с легкой руки в 1968 г. американского физика Джона Уилера. Первым же, ещё в 1795 г., гипотезу о существовании невидимых звезд выдвинул Пьер-Симон де Лаплас.

«Изучая галактики, мы убедились, что масса чер-ных дыр, расположенных в их центральной части, про-порциональна массе их звезд» - отмечает французский астроном Эмануэль Дадди – «но мы не понимаем по-чему?».

Наверное, потому, что «черные дыры» являются по-рождением Большого Взрыва, а позднее превратились в стяжателей звезд в галактики. В 1964 г. советский

Рис. 2. Схема разреза массивной звезды на зрелой стадии эволюции:а) - общепринятая; б) – в авторской редакции.

a) б)

Рис. 1. Большой взрыв SDS.



астрофизик И.Д. Новиков [9] предположил, что такие объекты могли бы возникнуть в ходе процессов, сопутствующих Большому Взрыву.

Галактики силами тяготения центральной «черной ды-ры» трансформируются из неправильных (иррегулярных) форм (фото 1-3) в спиральные. Спиральные галактики стягиваются в эллиптические, потом в шаровые. Ша-ровые галактики, в конечном счете, преобразуются в суперзвезды, которые находятся на краю Вселенной.

Академик Я.Б. Зельдович отмечал [7]: «Движение всех далеких небесных тел подчиняется общему закону: чем даль-ше от нас находится тело, тем с большей скоростью оно удаляется. Выяснилось, что необычные звезды находятся от нас очень далеко. По расчетам астрофизика И.С. Шкловско-го, скорость одной из далеких звезд 180 000 километров в секунду. До-шедший до нас сегодня свет при-шел от объекта, удаленного на расстояние 5 миллиардов световых лет. Это рекордное расстояние, за-регистрированное в астрономии.

Наблюдать звезду на таком рас-стоянии удается только потому, что она излучает гигантский поток света. Светимость её выше, чем у

всех 100 миллиардов звезд Млечного Пути (нашей га-лактики).

Наконец, советскими астрономами одновременно с американцами было установлено, что этот поток све-та заметно колеблется на протяжении месяцев и даже дней. Отсюда последовал вывод, что львиная доля света испускается каким-то очень малым (по астрономическим масштабам) и очень ярким небесным телом. В большой галактике, состоящей из множества звезд, эти звезды не могли бы все одновременно увеличивать и уменьшать свою яркость. Значит, новые объекты представляют собой не обычное скопление звезд, а именно гигантскую сверхзвезду. Предполагается, что её масса в 108 или 109 раз больше солнечной».

На первом этапе разлета протогалактик, когда произо-шла их фрагментация, они еще были связаны силами тяготения между собой, как иллюстрируется на рис. 4 а. По мере удаления от центра Большого Взрыва галактики, когда разошлись друг от друга, то общее поле тяготения между ними было разорвано на куски (рис. 4 б). Когда материя была сконцентрирована в одном «яйце», сила тяготения была бесконечно большой. После Большого Взрыва она стала фрагментированной в галактиках. Галактики сейчас являются локальными обладателями полей гравитации, силы тяготения которых зависят от сосредоточенной в них массы вещества.

Постепенное освобождение разлетающихся галактик от тяготения со стороны других галактик в соответствии с законом сохранения импульса (количества движения) приводит к их ускорению в направлении вектора дви-жения, что и фиксируется наблюдательной астрономией в настоящее время.

ЗВЕЗДЫ«Ничего нет более простого, чем звезда…»

А.С. Эддингтон

Звезды – элементы, составляющие видимую часть га-лактик. Они осуществляют превращение тёмной материи в материю сложного ядерного вещества. Под тёмной ма-терией мы здесь подразумеваем нейтронное вещество.

Вспышка Большого Взрыва породила огромную массу газообразного водорода в виде туманностей. Свечение туманностей по нашей версии происходит в основном за

Рис. 3. Соотношения видимой и скрытой материи после Большого Взрыва и спустя 13,7 миллиардов лет.

Фото 1. Галактика «неправильной» формы.


счет перехода нейтронного газа в атомарный водород с испусканием фотонов видимого света (фото 4).

Самая близкая к нам звезда – это Солнце. Его мы изучаем давно, но мало, что знаем, особенно о его внут-реннем устройстве и работе реактора света.

Почему-то астрономы и астрофизики считают звезду газовым шаром [10]. Это вызывает удивление: как, бу-дучи газовым шаром, звезда вертится, причём чем она больше, тем скорость её вращения выше (статистика Эбни-Шайна-Струве). Наш астроном академик В.Г. Фе-сенков вообще полагал, что вращение звёзд – их врожденное свойство, не раскрывая суть приобретения вращательного движения.

Вводя в структуру звезды ядро гравитационной массы в виде зародыша - нейтронного сгустка (см. рис. 2), мы

получаем механизм, сообщающий телу звезды вращение.

Формирование протозвезды начи-нается с вихревой аккреции водорода на поверхность зародыша силами его тяготения (рис. 5). Этот вихрь и рас-кручивает протозвезду с заданной ориентацией оси её вращения.

Гало-вихрь тяготения собирает на зародыш окружающий водород. По мере наращивания и сгущения га-зовой оболочки она превращается в жидкое тело звезды. На этом этапе раскручивание протозвезды прекраща-ется и далее её вращение происходит по инерции (оно стабилизируется).

Таким образом, скорость вращения звезды задается в финале её фор-мирования. Парадокс более быстрого вращения больших и массивных звезд относительно малых по объему и массе звезд находит разумное объяснение.

После того, как методом Эбни-Шайна-Струве было обследовано вра-щение множества звезд, оказалось, что их скорости вращения связаны со спектральным классом. Быстрее все-го вращаются массивные звезды, а медленнее всего – желтые и красные карлики. При этом все основные ха-рактеристики – спектральный класс, масса, температура поверхности и светимость меняются в главной по-следовательности (рис. 6) звезд не-прерывно и плавно, чего нельзя ска-зать о скорости вращения.

У звезд класса Т она резко умень-шается, а вблизи спектрального клас-са F5 изменяется скачком в сторону уменьшения (скорость поверхности) от 100–150 км/сек до 0–50 км/сек. Карлики спектральных классов G, K, M практически вообще не вращаются. Этот факт привел исследователей к выводу, что звезды от массивных раз-виваются в сторону карликов и только на этапе достижения ими класса F5 у них появляются планетные системы.

В период, когда аккреция водорода заканчивается, и вращение жидкого тела протозвезды стабилизируется,

внутри неё запускаются термоядерные реакции и звезда зажигается. Зажигание звезды раскаляет её жидкое тело до температур порядка 3800000 К, на поверхности которого начинается кипение и испарение водорода, образуются фотосфера, хромосфера и корона (см. рис. 7).

Огромное выделение фотонов в фотосфере и их от-ражение от поверхности жидкого тела звезды создает поток излучения света звезды во внешнее пространство.

В свое время, ещё в 1897 году русский астроном А.П. Ганский высказал предположение, что солнечный свет – это отраженное от его поверхности излучение сол-нечной короны. Автор разделяет такую, увы, отвергнутую и забытую, точку зрения на механизм лучеиспускания Солнца.

Ячеистая структура поверхности Солнца (грануляция – фото 5) явно показывает, что звезда в своем основном


Фото 2. Галактика спиральной формы.

Фото 3. Шаровая галактика.


теле жидкая, поскольку зона конвекции интерпретируется как зона кипения жидкости и хорошо описывается термо-конвективной схемой ячеек Рэлея-Бенара при однородном нагреве жид-кости снизу и однородном остывании на поверхности (см. рис. 8).

«Конвекция может принимать очень сложные формы, и детально изучены пока только сравнительно простые случаи. Один из них – конвекция Рэлея-Бенара в жидкости, находящейся в со-суде, дно которого подвергается одно-родному нагреванию, при однородном остывании на поверхности. Слабый нагрев создаёт однородный верти-кальный температурный градиент, и тепло переносится вверх только путём теплопроводности. Хотя ниж-ние слои жидкости, будучи сильно нагреты, имеют при этом меньшую плотность, чем верхние, латеральных различий плотности не образуется и конвекция не происходит. Более сильное нагревание увеличивает пла-вучесть нижних слоёв; наступает мо-мент, когда более лёгкий материал, как только появляются малейшие ла-теральные неоднородности, начинает подниматься. Неоднородности разви-ваются спонтанно, так что конвекция возникает автоматически. Вначале она принимает форму правильных кон-векционных ячеек, имеющих ширину,


a)б)

Рис. 4. Силы тяготения при разлёте протогалактик после Большого Взрыва:а) первый этап разлёта протогалактик; б) фрактальный разлёт галактик, когда силы тяготения локализованы внутри них.

Фото 4. Туманность Лагуна (б - фото с телескопа Хаббл).

a)

б)



Рис. 7. Горение Звезды (авторская интерпретация).* Из внешней части солнечной короны истекает солнечный ветер - поток ионизированных частиц (в основном протонов, электронов и α – частиц) со скоростью 300….1200 км/сек.

Рис. 6. Диаграмма Рассела (зависимость между действительной яркостью и абсолютной звёздной величиной).

Рис. 5. Схема формирования прото-звезды.

примерно равную глубине жидкости, и граничащих друг с другом наподобие пчелиных сот (рис. 8). Нагретый материал поднимается в центре, а остывший опускается по краям каж-дой ячейки. При ещё более сильном на-гревании, как и при повышении мощ-ности системы, течение жидкости постепенно концентрируется вдоль оси и вдоль поверхностей ячеек. При ещё более сильном нагревании нижнего слоя правильное строение ячеек нарушается: они начинают пе-ремещаться и изменяются в размерах; в конце концов, возникает картина



нерегулярного течения с восходящими струями и пу-зырями, подъём которых представляет уже случайный процесс.

Лорд Рэлей показал, что в общем случае характер кон-векции зависит от некоторой безразмерной константы, известной теперь, как число Рэлея:

где Ra – число Рэлея;α – объёмный коэффициент теплового расширения; ∆Т – разность температур по вертикали; g – ускорение силы тяжести;ρ – плотность жидкости; d – глубина жидкости; К – коэффициент температуропроводности жидкости;η – вязкость жидкости.» [11].

Этим самым доказывается справедливость выводов Дж. Джинса о жидком состоянии звезд [1] с точки зрения их устойчивости (рис. 9). Прямым доказательством жидкого состояния тела звезды являются наблюдения за движением поверхности Солнца. Они показывают распределение пятен после одного оборота Солнца (рис. 10), где сидерический период обращения на экваторе составляет 27 земных суток, а вблизи полюсов 30 суток.

Устойчивость структуры звезд в рассуждениях Дж. Джинса невольно приводит к существованию внутри них нейтронного сгустка, хотя сам Джинс этого отнюдь и не предполагал. Джемс Джинс строго математически обосно-вал, что «даже слабое уклонение от газообразного состояния сообщает звезде, как оказывается, значительную дополнительную устойчивость». Его гипотеза жидких звезд, в свое время, не нашла поддержки, хотя была фи-зически верной и соответствовала диа-грамме Герцшпрунга-Рассела (рис. 11).

Исходя из условия устойчивого со-стояния звезд, а также их внутреннего содержания с гравитирующим нейтрон-ным ядром, жидкое тело звезды стано-вится обоснованным.

РЕАКТОР ЗВЕЗДЫНейтронное ядро звезды от сверх-

высокого давления и сверхвысоких температур (порядка 14 млн. К) исто-чает нейтроны, которые внедряются в

жидкую толщу водорода. Это запускает термоядерные реакции нуклеосинтеза по схеме (рис. 12).

При этом электронный газ присутствует внутри жидкого водорода как свободная фаза.

Топливом звездного реактора служат изотопы водорода – дейтерий и тритий. Ядро первого со-стоит из протона и нейтрона, а ядро второго – из протона и двух нейтронов. В обычных условиях одинаково заряженные ядра отталкиваются друг от друга, но при сверхвысоких температурах, наоборот, соединяются. В результате образуется ядро гелия плюс один свободный нейтрон. Но, главное, при этом высвобождается огромное количество энергии, которую раньше атомы тратили на взаимодействие друг с другом (рис. 13).

D + T = He4 + n + 17,6 Mэв

Экзотермические ядерные реакции с участием нейтрон-ного источника излучения:

2Н + 2Н = 3Не + n (1)

2Н + 2Н = 3Н + p (2)

2Н + 3Н = 4Не + n (3)

6Li + n = 4He + 3H (4)

Реакции (1) и (2) выделяют около 3,5 МэВ в виде ки-нетической энергии продуктов, а (3) целых – 17,6 МэВ. Это одна из рекордных для ядерной физики величин.

Интенсивность протекания термоядерной реакции очень быстро увеличивается с температурой. Так, ядра тяжелого водорода дейтерия реагируют при температуре два миллиона градусов в 3600 раз быстрее, чем при од-ном миллионе градусов.

Звездный реактор посредством термоядерных реакций раскаляет жидкое тело звезды до температур порядка 15 миллионов градусов Кельвина. По существу он явля-ется генератором энергии Солнца.

Фото 5. Солнечная грануляция.

Рис. 8. Конвекция Рэлея-Бенара.

R T g dKa =

⋅ ⋅ ⋅ ⋅⋅

α ρη

3



Рис. 9. Область устойчивых и неустойчивых состояний звёзд на диаграмме Рассела [1].

Рис. 10. Схема распределения пятен на Солнце до (а) и после одного оборота (б).

Конвективная зона звезды – это зона кипения жидкого водорода на границе поверхности между горячим телом звезды и космическим холодом (-273 °С) – рис. 14. При кипении происходит испарение дейтерия и водорода, поэтому в хромосфере резко падает температура от 10000000 °К до 4200 °К (рис. 15 из [2]).

Испарение создает внешнюю газовую атмосферу звезды – корону, разогрев которой осуществляется за счет реакции:

2Н + 1Н = 3Не + γ + 5,5 МэВ (6 сек)

Не3 – элемент и продукт реакции собственно и был от-крыт на Солнце.

Корона – это пламя звезды (см. рис. 14 и фото 6 из [2]).

Фотосфера служит источником фо-тонов видимого света согласно вы-шеприведенной реакции дейтерия и во-дорода. Ливень фотонов, получаемый в короне, отражаясь от поверхности звезды, излучает свет в мировое пространство. Светимость Солнца составляет 3,8 1026 Вт.

В РУКОТВОРНОМ АТОМНОМ РЕАКТОРЕ:1. При поглощении нейтронов в

ядерном топливе (чаще всего это уран-235 или плутоний-239) происходит де-ление атомных ядер.

2. Высвобождается кинетическая энергия, гамма-излучение и свободные нейтроны.

3. Кинетическая энергия преобра-зуется в тепловую (когда ядра стал-киваются с окружающими атомами), гамма-излучение поглощается самим ре-актором и превращается также в тепло.

4. Часть из образованных (свобод-ных) нейтронов поглощается атомами топлива, что вызывает цепную реакцию. Для управления ей используются по-глотители и замедлители нейтронов.

Когда весь водород выгорит, обра-зуется гелиевая жидкая масса звезды, которая продолжает гореть. При этом внутри звезды, на границе её ядра образуется корка железа, она покрывается коркой Si, выше идут оболочки О, С, Не и затем газовая оторочка водорода.

Таким путем звезда заканчивает свое горение, т.е. свою активную жизнь. После этого происходит взрыв, внешние оболочки распыляются и в дальнейшем все синтезированные эле-менты (до U238) служат материалом для формирования планет.

По мере выгорания водородного и гелиевого топлива звезды источается и её нейтронное ядро, снижается его гравитационный потенциал, поэтому звезда разбухает и превращается в красного гиганта.

Туманность – среда (фото 7а), где рождаются звезды, причем рождаются не в одиночестве, а гроздьями. Гло-

булы Бока, цепочки Фесенкова, группы Амбарцумяна – ас-социации звезд, которые были обнаружены наблюдатель-ной астрономией. Можно предположить, что их появление в галактиках связано с разбрызгиванием SDS при очеред-ном взрыве сверхновой, вернее погибающей старой звезды.

Если первые звезды появились после Большого Взрыва на зародышах нейтронных сгустков, то звезды последующих поколений были порождены взрывами сверхновых звезд (см. фото 7 б).

Силы тяготения нейтронного ядра (первичного сгустка) наращивают его массу путем стягивания окружающего нейтронного газа в облаке, тогда как при горении звезд эта масса убывает – расходуется на поддержание термоядерного синтеза.



Рис. 11. Диаграмма Герцшпрунга-Рассела.

Рис. 12. Схема нуклеосинтеза водо-рода под действием нейтронного излучения ядра звезды (Википедия).

Рис. 13. Схема термоядерного синтеза.



То, что астрофизики рисуют нейтронную звезду как жидкое тело, облаченное в твёрдую капсулу из железа (рис. 16), доказывает, что это ядро бывшей звезды, которая взорвалась, т.к. железная оболочка есть конечный продукт нуклеосинтеза, наслоенный на нейтронный зародыш звезды. Первичный нейтронный сгусток (явленный после Большого Взрыва в дозвездную стадию) не должен иметь железный панцирь, поскольку железа еще не было.

ЯДРА ЗВЕЗД1) Если нейтронное ядро (нейтрон-

ная звезда в общепринятом смысле) находится или попадает в среду ту-манности, оно образует новую звезду. Может быть, случай, когда нейтронное ядро спаривается со старой или моло-дой звездой, отнимает у неё газовую оболочку и становится звездой (рис. 17). Таких двойных звезд много.

2) Если звезда в конце жизни не взрывается, а тихо умирает, то её сердцевина (нейтронное ядро) оста-ется скрытой массой во Вселенной. Поскольку множество звезд еще не зажглись, т.е. находятся в стадии нук-леарного состояния, то темная материя не вся раскрыта.

3) При отсутствии туманности ней-тронное ядро после взрыва звезды может оказаться самостоятельным объектом и продолжать своё активное существование (к 2012 году было от-крыто 2000 нейтронных звезд, из них 90% одиночные).

Всего в нашей Галактике могут присутствовать 108-109 нейтронных звезд, т.е. где-то по одной на тысячу обычных звезд. Часто их называют «космическими радиомаяками».

Существование нейтронных звезд в полной мере подтверждает авторскую модель рождения и развития звезд с гравитирующей массой внутри (SDS). Иначе откуда берутся нейтронные звезды во Вселенной? Они возникают в результате взрывов сверхновых звезд (это проверенное наблюдениями явление).

Масса большинства известных ней-тронных звезд (с надежно измеренными массами) составляет 1,3–1,5 массы Солнца, а их типичный радиус 10–20 километров.

Нейтронная звезда (рис. 16) – уникальный объект Вселенной. Её плотность в несколько раз превышает плотность атомного ядра. Гравитация в нейтронных звездах уравновешивается давлением вырожденного нейтронного газа. Нейтронная жидкость обладает свойствами сверхтекучести и сверхпро-водимости. Разновидности нейтронных звезд [10]: пульсары, магнетары, бар-стеры и другие вариации (эжектор, пропеллер, аккретор, георотатор и пр.).

Мы видим в нейтронных звездах капельные частицы бывшего Большого сгустка Вселенной.

Образование звезды происходит задолго до её рож-дения (т.е. зажигания как излучающего объекта). Все звезды проходят один и тот же путь эволюционного развития (график Герцшпрунга-Рассела – рис. 11). Цикл жизни звезды показан на рис. 18.

Процесс нуклеосинтеза в утробе звезды не ограничива-ется созданием Fe, Si, C, O, He, там образуется вся гамма известных нам элементов таблицы Менделеева (см. рис. 19).

Рис. 14. Схема конвективной зоны звезды.

Рис. 15. Распределение температуры и давления на Солнце.



Фото 6. Солнечная корона (а – минимальная активность; б – максимальная активность).

a) б)

Фото 7. б) Взрыв сверхновой звезды. Остаток SN 1987А (снимок телескопа «Хаббл» - 19.05.1994)Вверху слева – фотография области, где вспыхнула сверхновая, полученная задолго до вспышки. Звезда, которая вскоре взорвётся, отмечена стрелкой. Вверху справа – фотография той же области неба, когда сверхновая была около максимума блеска. Внизу – так выглядит сверхновая звезда спустя 12 лет после вспышки. Кольца вокруг сверхновой – межзвёздный газ (частично выброшенный звездой-предсверхновой ещё до вспышки), ионизированный при вспышке и продолжающий светиться..

a)

б)

Этапность горения звезды показана на рис. 20.

В процессах нуклеосинтеза за-главную роль играет нейтронное из-лучение ядра звезды. Именно внед-рение нейтронов в жидкую водо-родную среду позволяет на поздних стадиях выгорания оболочек ядра звезды получить все стабильные эле-менты до урана включительно. Уран и трансурановые элементы уже не-стабильны, они выбрасывают лишние нейтроны из своих ядер.

ГРАВИТАЦИЯПонимание физической сущности

тяготения и гравитационного взаимо-действия тел является ключевым вопросом естествознания.

Вот, что сам первооткрыватель И. Ньютон писал о гравитации: «Непо-нятно, каким образом неодушевленная косная материя, без посредства чего-либо иного, что не материально, могла бы действовать на другое тело без взаимного прикосновения.

Что тяготение должно быть врожденным, присущим и необходимым свойством материи, так что одно тело может взаимодействовать с другим на расстоянии, через пустоту, без участия чего-то постороннего, при посредстве чего и через что их



действие и сила могли бы передаваться от одного к другому, это мне кажется столь большим абсурдом,

что я не представляю себе, чтобы кто-либо, владеющий способностью компетентно мыслить в области во-просов философского характера, мог к этому прийти».

Что добавить к откровению великого физика?

Тяготение между телами на Земле, притяжение их к центру Земли, их взаимодействие в ближнем Космосе можно отнести к влиянию поля тя-готения нашей звезды – Солнца. Это практически ничего не меняет в зако-не тяготения, установленном И. Нью-тоном.

В малом пространстве солнечной планетной системы поле тяготения Солнца почти однородно и, как мы предполагаем, оно связывает тела между собой. Если уйти далеко от влияния поля тяготения Солнца и ближайших звезд, то силы тяготения тел друг относительно друга могут оказаться никакими.

Иными словами действуют не силы притяжения между массами отдельных тел, а действует поле тяготения, созда-ваемое внешним источником. Уловить разницу мы пока не в состоянии, что-бы проверить так ли это.

Великий Ньютон догадывался об этом, но гипотез предпочитал не выдви-гать. Нам же это не возбраняется.

О том, что существует тяготеющее вещество, заложенное внутри звезд и галактик, пишут в той или иной редакции многие аналитики. Передо мной статьи Ю.М. Фомина, присутству-ющие в Интернете (www.proza.ru /2014/10/03/932/, 2013/06/28/941, 2015/02/12/1582). Здесь, как и у дру-гих, предположения о наличии ней-тронных сгустков, что по существу равнозначно SDS.

Рис. 16. Строение нейтронной звезды. Рис. 17. Двойная звезда.

Рис. 18. Цикл жизни звезды.

Рис. 19. Масса покоя, приходящаяся на один нуклон в стабильных атомных ядрах некоторых элементов.



ПЛАНЕТЫПланеты вокруг звезд появляются после взрывов

отгоревших звезд, когда возникают облака пыли от деструкции слоистых оболочек их ядер, состоящих из тяжелых элементов нуклеосинтеза. По современным

представлениям вокруг нейтронного ядра выгоревшей звезды остаются, как минимум, следующие оболочки (рис. 2, а).

В редакции нашей модели в цен-тре потухшей звезды остается её нейтронное ядро, а в случае взрыва оболочек оно обнажается (рис. 2, б).

Пылевая материя звезды после взры-ва оболочек ядра является средой, из которой формируются планеты, имея своим зачатком железную сердцевину. На нее силами гравитации происходит аккреция газо-пылевого вещества. Как было установлено, пыль в основном состоит из тяжелых элементов, их рас-пространенность в межзвездной среде приведена на рис. 21 [3].

Половина тяжелых элементов нахо-дится в газообразном состоянии. Это удивительное обстоятельство пока не нашло объяснения. О превалирующей концентрации железной пыли в обла-ках межзвездного газа говорит о том, что магнитные силовые линии как бы

«приклеены» к межзвездному газу и следуют за его при-чудливыми движениями.

В ЗАКЛЮЧЕНИЕНаиболее уязвимое для критики место в данной мо-

дели рождения и развития Вселенной – это природа сил тяготения между её объектами.

Еще Леонард Эйлер в «Письмах к немецкой принцес-се» – популярной книге по физике – настаивал, что «тяжесть есть действие тонкой материи», как думали Декарт и Гюйгенс. «И действительно, – писал Эйлер – естественней думать, что два значительно удаленных друг от друга тела сближаются при посредстве какого-нибудь вещества, чем предполагать, что они притягиваются внутренними силами без посредства промежуточной среды. По крайней мере, только первое мнение согласуется с прочими нашими опытными дан-ными».

Первобытное «яйцо» не могло быть твердым или газообразным, оно более вероятно было жидким в обы-денном понимании этого слова.

Разорванное Большим взрывом на части оно стало разлетаться. Так появились будущие галактики – основ-ные структурные элементы большой Вселенной. Части обосабливались и расширялись, сохраняя связность своих

Рис. 20. График эволюции Звезды.

Рис. 21. Сравнение распространенности элементов на Солнце и в метеоритах-хондритах (распространен-ность кремния принята за 106). В отношении H, He, O, C и N сравнение не проводится, так как они в основном метеоритами потеряны благодаря их большой лету-чести, но на оси «солнечных обилий» они показаны, и можно видеть, что на Солнце они преобладают. Рис. 22. Схема эволюции галактик.



элементов. Эту связность обеспечивала среда, состоящая из нейтронного газа.

Разрыв общего поля тяготения на определенной ста-дии расширения Вселенной привел к тому, что силы тя-готения остались локализованными в пределах галактик.

Развитие галактик вполне очевидно происходит по схеме, показанной на рис. 22.

Сверхзвезды, где-то на краю Вселенной, существуют как предельно спрессованные бывшие галактики. Сверх-плотный объект с мощным тяготением вблизи своей поверхности может вызвать сильное красное смещение спектра излучения.

На некотором этапе разлета частей первобытного «яйца» после Большого взрыва, когда они стали независимы

друг от друга, начался обратный процесс стягивания материи. Роль собирателя играли сверхплотные сгустки, находящиеся в составе галактик (рис. 23), нейтронные звезды и так называемые «черные дыры». Они, собирая нейтронный газ, заставляли среду галактики изотропно сжиматься. При этом концентрация нейтронного газа в облаке сохранялась постоянной. Так появились силы тяготения между телами внутри. Сегодня они больше в шаровых скоплениях звезд, меньше в спиральных галак-тиках и еще меньше в иррегулярных галактиках.

Таким образом, происходило скучивание звезд, в конечном счёте, до образования сверхмассивных ком-пактных излучающих объектов, которые мы наблюдаем (см. фото 8 и фото 9).

Рис. 23. Облако-галактика.

Фото 8. Квазар 3C 273. Снимок Усовершенствованной камеры для обзоров Космического телескопа «Хаббл». Credit: NASA/ESA.

Фото 9. Двойной квазар “Twin Quasar” (QSO 0957+). Снимок с телескопа Хаббл.




1. Джинс Дж. Вселенная вокруг нас. – Л.: ГосНТИ, 1932.- 328 с.

2. Кононович Э.В., Мороз В.И. Общий курс астрономии. - М.: «ЛЕНАНД» - МГУ, 2015. - 544 с.

3. Браун Д., Массет А. Недоступная Земля. - М.: «Мир», 1984. - 262 с.

4. Левитан Е.П. Физика Вселенной: экскурс в проблему. М.: «URSS», 2018. - 184 с.

7. Зельдович Я.Б. Современная космология. Сб. статей «Прошлое и будущее Вселенной». - М.: «Наука», 1986. - 176 с.

9. Новиков И.Д. Как взорвалась Вселенная. - М.: «Наука», 1988.

10. Чернин А.Д. Звезды и физика. - М.: «Наука», 1984. - 160 с.

11. Гетлинг А.В. Формирование пространственных структур конвекции Рэлея-Бенара. // Успехи физических наук. – М.: АН СССР, сентябрь 1991. – т. 161. - №9. – с. 1-80.

REFERENCES

1. Dzhins Dzh. Vselennaya vokrug nas. – L.: GosNTI, 1932. - 328 p.

2. 2. Kononovich EH.V., Moroz V.I. Obshchij kurs astronomii. - M.: «LENAND» - MGU, 2015. - 544 p.

3. 3. Braun D., Masset A. Nedostupnaya Zemlya. - M.: «Mir», 1984. - 262 p.

4. 4. Levitan E.P. Fizika Vselennoj: ehkskurs v problemu. M.: «URSS», 2018. - 184 p.

7. Zel'dovich YA.B Sovremennaya kosmologiya. Sb. statej «Proshloe i budushchee Vselennoj». - M.: «Nauka», 1986. - 176 p.

9. Novikov I.D. Kak vzorvalas' Vselennaya. - M.: «Nauka», 1988.

10. CHernin A.D. Zvezdy i fizika. - M.: «Nauka», 1984. - 160 p.11. Getling A.V. Formirovanie prostranstvennyh struktur

konvekcii Rehleya-Benara. // Uspekhi fizicheskih nauk. – M.: AN USSR, sentyabr' 1991. – v. 161. - №9. – p. 1-80.

НОЧНОЕ НЕБО

Нет,Не правы теоретик и практик,Даже компьютер не выдержит счёт,В этом бездонном роенье галактикИх ни один звездочет не сочтет.

Кто же рассыпал созвездий бороздыВ этот спиралью закрученный круг,Где зажигаются новые звездыИ собирают планеты вокруг.

Есть неожиданность внешнего видаВ нашей плоской системе планет,Может, прячется там Немезида,А возможно её просто нет.

В астрономии есть популярностьСумасшедших теорий туман,Понимаем ли мы сингулярность?Или это абстрактный обман?

Повествуют Ригведа и РуныОткровения древних волхвов,Бесконечные нити и струныНе находят названий и слов.

Мы живем тяготеньем пленённыНа одной из удобных планет,Может статься в огромной ВселеннойКроме нас никого больше нет.

И от этой тоски одиночестваИ молчанья вселенских глубинНас тревожат любые пророчестваИ космический холод знобит.


ПАМяТИ ИВАНА НИкОлАЕВИчА АНДРОНОВА

ПАМЯТИ ИВАНА НИКОЛАЕВИЧА

АНДРОНОВА(11.06.1952-12.08.2018)

Иван Николаевич родился 11 июня 1952 года. В 1977 г. окончил Горьковский государственный университет им. Н.И. Лобачевского по специальности физик-преподаватель. С 1979 г. по 1982 г. проходил обучение в аспирантуре математического факуль-тета Ленинградского государственного университета им. А.А. Жданова, а в 1983 г. защитил диссертацион-ное исследование на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук. В 1999 г. защитил докторскую диссертацию и в 2000 г. был утвержден в ученом звании профессора.

В Ухтинский индустриальный институт И.Н. Андронов был направлен в 1977 году на кафедру сопротивления материалов, где до 1984 г. работал сначала в должности ассистента, затем – старшего преподавателя и доцента кафедры физики. В 1999 г. возглавил кафедру сопротивления материалов и де-талей машин УГТУ. С 2006 г. по 2012 г. – проректор по научной работе. В 2012 году был переведен на должность директора научно-исследовательского центра технологий обработки и диагностики ма-териалов конструкционного и функционального назначения, по совместительству вновь исполнял обязанности заведующего кафедрой. В 2018 году переведен на должность главного научного сотруд-ника кафедры механики.

Педагогический и научный опыт Ивана Никола-евича был востребован студентами и коллегами-преподавателями. Под его руководством в универ-ситете была организована научно-педагогическая школа «Экспериментальные исследования и ком-пьютерное моделирование физико-механических систем в рамках механики сплошных сред». Со-здана аспирантура по физико-математическому направлению и экспертно-аналитический отдел по конкурсам проектов и грантов. И.Н. Андронов являл-ся членом докторского диссертационного совета, действительным членом РАЕН, членом экспертно-го совета ВАК по проблемам нефти и газа. Под его руководством подготовили и защитили диссертации более пятнадцати аспирантов и соискателей.

Иван Николаевич был награжден многочислен-ными наградами: нагрудным знаком «Почетный ра-ботник высшего профессионального образования РФ», почетной грамотой администрации МО «Город Ухта» за многолетний добросовестный труд, по-четной грамотой КНЦ УрО РАН за выдающийся вклад в укреплении сотрудничества Коми научного центра и Ухтинского университета. Андронову при-своено звание «Заслуженный работник высшей школы Российской Федерации» за заслуги в научно-педагогической деятельности и большой вклад в подготовку квалифицированных специалистов.

Искренний, добрый, честный и мужественный человек, первоклассный ученый, давший путевку в серьезную науку большой когорте молодых исследователей, Иван Николаевич останется в нашей памяти как один из тех атлантов, чей интеллектуальный труд и лидерские качества обес-печивают университету прочные позиции в науке и в системе образования.

.

Коллеги, друзья, редакция журнала

«Инженер-нефтяник»


АННОТАцИИ СТАТЕй

Аннотации статей

УДК 622.24СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ФЕР-

МЕНТАТИВНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ПО-ЛИМЕРНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ, В ТОМ ЧИСЛЕ В СЕРОВОДОРОДОСО-ДЕРЖАЩИХ СРЕДАХ (С. 5)

Игорь Юрьевич БыковСергей Владиславович Каменских Надежда Михайловна Уляшева

Ухтинский государственный техниче-ский университет169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д.13E-mail: [email protected]

Сероводород как природного, так и биогенного происхождения является самым опасным и агрессивным природным газом, оказывающем негативное влияние на буровое оборудование, бурильный инструмент, промывочные и тампонажные жидко-сти, что способствует возникновению ряда осложнений и аварий. Не смотря на актуальность вопроса, объем информации об исследованиях в этой области сравнительно невелик, что требует развития уже существующих и разработки новых технологий безопасной и надежной проводки скважин в условиях сероводородной агрессии.

Одним из первых при бурении сероводород контактирует с буровым раствором, который поступает в него в результате притока высокосернистого газа из разбуриваемых пород или постепенного ферментативного раз-ложения полимерных реагентов микроорганизмами. С целью оцен-ки влияния сероводорода на раз-ложение полимерных реагентов и их композиций на кафедре бурения УГТУ проведены лабораторные ис-следования, на основании которых разработан состав экономически и экологически выгодного безгли-нистого высокощелочного бурового раствора, способного противостоять сероводородной агрессии как при-родного, так и биогенного происхож-дения.

Ключевые слова: сероводород; ферментативная устойчивость; вы-сокомолекулярные соединения; без-глинистый высокощелочной буровой раствор; водородный показатель.

УДК 622.276.7ПОДБОР РЕАГЕНТОВ-ЭМУЛЬГАТО-

РОВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ИН-ВЕРТНО-ЭМУЛЬСИОННЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН (С. 10)

Шамиль Расихович Исламов Антон Владимирович БондаренкоДмитрий Владимирович Мардашов

Санкт-Петербургский горный универ-ситет199106, г. Санкт-Петербург, В.О., 21-я линия, д. 2E-mail: [email protected]

В современных условиях снижение объемов добычи нефти и устойчивый рост себестоимости её добычи тре-буют иного подхода к выбору типа и технологических параметров жид-костей глушения скважин, обес-печивающих безопасные условия работы при подземном ремонте и не оказывающих отрицательного воздействия на фильтрационные свойства призабойной зоны пла-ста. Как показывает практика, наибольший интерес при этом пред-ставляют инвертно-эмульсионные растворы, получившие широкое рас-пространение в различных отраслях нефтяной промышленности. Полу-чение агрегативно устойчивых эмульсий достигается путем введения в исходный состав достаточного количества эмульгатора, наиболее эффективного для приготовления эмульсии с необходимыми свойства-ми.

В данной статье авторами приво-дится комплексная методика подбора эмульгаторов с целью приготовления инвертно-эмульсионных растворов для заданных условий добывающих скважин. Использование отобранных реагентов-эмульгаторов в составе эмульсионных растворов, в сравне-нии с ранее применяемым, позво-лит не только улучшить характе-ристики полученных в результате приготовления жидкостей глушения, но и, при прочих равных свойствах, уменьшить концентрацию эмульгатора в конечном растворе и, тем самым, снизить стоимость проведения опе-рации по глушению добывающих скважин.

Ключевые слова: подземный ре-монт; глушение скважин; инвертно-

эмульсионный раствор; эмульгатор; призабойная зона пласта.

УДК 622.24МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ДЕ-

СТАБИЛИЗАЦИИ АРГИЛЛИТОВ В СРЕДЕ ИССЛЕДУЕМОЙ ПРОМЫВОЧ-НОЙ ЖИДКОСТИ: ОБОСНОВАНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ И ОЦЕНКА СОСТОЯТЕЛЬ-НОСТИ МОДЕЛИ (С. 16)

1 Зоя Валериевна Ульянова2 Юрий Александрович Кулышев1 Николай Иванович Крысин

1 Пермский национальный исследова-тельский политехнический универ-ситет614990, Пермь, ул. Комсомольский проспект, 29E-mail: [email protected]

2 ЗАО Научно-исследовательский центр «Энергоресурс»614039, г. Пермь, ул. Газеты Звезда, 42аE-mail: [email protected]

В условиях, когда проблема де-стабилизации аргиллитов далека от окончательного решения уровень потенциальной востребованности обоснованной унифицированной модели аргиллитоподобных глин, как и процесса их дестабилизации под действием бурового раствора оценивается авторами как высокий, а вопрос обоснования ее элементов - заслуживающим должного внимания. Проведен анализ имеющихся под-ходов к моделированию процесса дестабилизации аргиллитов в среде исследуемой жидкости, выявлены их преимущества и недостатки. Определены критерии выбора подходящей модели. Проведен обос-нованный выбор ее элементов, а также проверка адекватности модели и сходимости ее результатов. Показаны преимущества ее ис-пользования при проектировании составов промывочных жидкостей в качестве самостоятельного или вспо-могательного инструмента инженера-исследователя.

Ключевые слова: глинистая по-рода; устойчивость стенок скважины; аргиллиты; влияние бурового рас-твора; моделирование.



УДК 622.245.422УТЯЖЕЛЕННЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ

РАСТВОР, СПОСОБСТВУЮЩИЙ ФОР-МИРОВАНИЮ ТЕРМОСТАБИЛЬНОГО ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ (с. 22)

1 Василий Павлович Овчинников2 Павел Васильевич Овчинников 1 Александр Васильевич Мелехов

1 Тюменский индустриальный универ-ситет625000, г. Тюмень, ул. Володарского 38E-mail: [email protected]

2 ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг"109028, г. Москва, ул. Покровский бульвар, 3, стр.1E-mail: [email protected]

Практика строительства поисково-разведочных скважин показывает, что применение типовых методов цементирования обсадных колон в зонах с аномально высоким пла-стовым давлением в условиях по-вышенных температур зачастую не обеспечивает должной изоляции за-трубного пространства. Применение предлагаемых утяжеленных тампо-нажных составов с повышенной тер-мостойкостью, высокой прочностью тампонажного камня, высокой се-диментационной устойчивостью и низкими реологическими характе-ристиками обеспечит безаварийное проведение работ по креплению скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и долговременную изоляцию коль-цевого пространства.

Ключевые слова: АВПД; тер-мостойкие тампонажные растворы; крепление скважин; утяжеленные цементы.

УДК 622.245.422.6ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ПОД ТЕРМОГАЗОВОЕ ВОЗ-ДЕЙСТВИЕ НА СРЕДНЕ-НАЗЫМСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (с. 27)

Сергей Анатольевич Якунин

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина119296, Москва, Ленинский проспект, 63/2E-mail: [email protected]

В статье представлены результаты разработки термостойких там-понажных материалов для

цементирования нагнетательных сква-жин под термогазовое воздействие на Средне-Назымском месторожде-нии. Исследованы различные виды тампонажных составов на термостой-кость при температурах 160 °С, 200 °С и 300 °С. Исследованы способы повышения термостойкости тампонажных растворов и прочно-сти цементного камня при темпера-турах твердения до 100 °С. Предло-жена рецептура термостойких там-понажных растворов для цементи-рования: нижней части (250 м от башмака) эксплуатационной ко-лонны нагнетательных скважин и хвостовиков нагнетательных скважин.

Ключевые слова: термогазовое воздействие; баженовская свита; цементирование скважин; высоко-температурные цементы.

УДК 622.245.1РАЗВИТИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛО-

ГИИ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНО-СТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН И ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ОСЛОЖНЕНИЙ В БОКОВЫХ СТВОЛАХ ПРОФИЛЬНЫМИ ПЕРЕКРЫВАТЕЛЯМИ (с. 34)

1 Алмаз Адгамович Мухаметшин1 Азат Леонардович Насыров2 Ильдус Фаильевич Мухтаров2 Нафис Анисович Гараев

1 «ТатНИПИнефть»423236, Республика Татарстан, г. Бу-гульма, ул. М. Джалиля, д. 32.E-mail: [email protected]

2 ООО «Перекрыватель»423330, Республика Татарстан, г. Аз-накаево, ул. Лениногорский тракт, д. 15E-mail: [email protected]

Технология применения профиль-ных перекрывателей предусматривает выправление их давлением жидкости и плотное прижатие к стенкам об-садной колонны или открытого ствола скважины развальцевателями. По окончании установки профильного перекрывателя необходимо удалить башмак из нижней части, который или отвинчивают, или расфрезеровывают, или извлекают из скважины. В статье показаны этапы совершенствования конструкции перекрывателей с целью сокращения сроков их установки, упрощения технологии за счет ис-ключения непроизводительных спуско-подъемных операций, что, в конечном счёте, позволяет сократить

стоимость строительства и капиталь-ного ремонта скважин.

Ключевые слова: профильный перекрыватель; вальцеватель; извле-каемый башмак; фреза; обсадная ко-лонна; боковой ствол.

УДК 681.5.01:531.781ДВУХВХОДОВЫЕ СИСТЕМЫ КОН-

ТРОЛЯ КАК ОПТИМАЛЬНОЕ СРЕДСТВО ИЗМЕРЕНИЯ ДИНАМИЧЕСКИХ ПРИ-РАЩЕНИЙ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ (с. 40)

1 Борис Алексеевич Перминов2 Виктор Борисович Перминов1 Зафар Хангусейн оглы Ягубов1 Эмин Зафар оглы Ягубов

1 Ухтинский государственный техниче-ский университет169300, Ухта, ул. Первомайская, 13E-mail: [email protected]

2 ООО «Газпром трансгаз Ухта»169300, г. Ухта, Республика Коми, пр-т. Ленина, д.39/2E-mail: [email protected]

Все технологические параметры бурения скважины всегда имеют динамические приращения относи-тельно заданных программных зна-чений. При этом оценить динамику работы бурильной колонны и буровой установки в целом зна-чительно проще по динамическим приращениям параметров бурения, нежели по результатам измерения этих параметров. Средств измерения, способствующих выделению дина-мических приращений параметров бурения при углублении скважины, либо не существует, либо такие средства имеют весьма ограниченное применение. Авторы рекомендуют использовать в качестве базисного функционального блока таких си-стем вариационную структуру, представляющую собой встречно–параллельное включение двух апе-риодических инерционных звеньев.

Двухвходовые системы контроля параметров бурения являются наи-более оптимальным вариантом средств измерения по сравнению с существующими, и характеризуются возможностью выделения динамиче-ских составляющих из сигнала из-мерения, высокой чувствительностью без дополнительных средств усиле-ния, прецизионной точностью из-мерения, отсутствием временных и частотных искажений.



Ключевые слова: двухвходовые системы контроля; параметры буре-ния; динамика бурильной колонны; канал измерения.

УДК 622.241.7ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕТО-

ДОВ БОРЬБЫ С САМОПРОИЗВОЛЬ-НЫМ ИСКРИВЛЕНИЕМ ГОРИЗОН-ТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ (с. 48)

Александр Михайлович Гусман Илья Львович БарскийИван Сергеевич Сергеев

ОАО НПО «Буровая техника»115114, г. Москва, ул. Летниковская, д.9, стр.1E-mail: [email protected]

В реальной горизонтальной сква-жине бурильная колонна может принять форму весьма близкую к кривой изгиба отдельного участка отрыва за счет искривления самого ствола скважины. Стенка скважины ограничит разрушительный изгиб, но приведёт к «распиранию» бурильной колонны, что, как уже отмечалось, существенно увеличит силы трения, таким образом возникают опасные локальные искривления и если вы-сота этого искривления близка к максимально высокой точке отрыва (уmax ), а длина его короче длины участка отрыва (2L), то колонна может перейти к положению, при котором возникает распирающее усилие. В работе установлены свя-зи между геометрическим пара-метром искривления колонны k и найденными в элементарных функциях формами ее изгиба. Анализируя выведенные формулы для кривизны и кручения, видим, что для оперативного управления надо располагать выражениями производных зенита и азимута по измеренной глубине. Если кривизна оси ствола скважины приближается к максимальной кривизне на участке выпучивания бурильных труб, то возможен резкий изгиб бурильной колонны, приводящий к ее распору в стволе скважины. Если в процессе бурения кручение, вычисленное с учетом зенитного угла и азимута, возрастает по абсолютной величине и сохраняет знак на протяжении L, то необходимо изменить технологию бурения для предупреждения даль-нейшего искривления скважины, поскольку ось ствола уже приобрела на половине длины участка

выпучивания пространственный из-гиб.

Ключевые слова: самопроиз-вольное искривление; горизонталь-ная скважина; изгиб бурильной колонны; локальное искривление; проталкивающая сила; простран-ственная кривая.

УДК 622.241.7ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДО-

ВАНИЕ ПРОЦЕССА ЕСТЕСТВЕННОГО ИСКРИВЛЕНИЯ СТВОЛА ВЕРТИКАЛЬ-НОЙ СКВАЖИНЫ (с. 50)

Рубен Александрович Ганджумян

МГРИ-РГГРУ117997, Москва, ул. Миклухо-Маклая, д. 23E-mail: [email protected]

Представлена схема лабораторной экспериментальной установки для исследования процесса формирова-ния ствола скважины и параметров его искривления в зависимости от воздействия различных горно-геологических факторов. С помощью данной установки можно проводить широкий круг исследований, поз-воляющих оценить влияние геоло-гических, технических и техноло-гических факторов на параметры искривления, выбрать критерии оптимизации направленного бурения естественно искривленных скважин. В отличие от существующих экспе-риментальных установок и стендов данная конструкция наиболее близко имитирует условия работы бурильных колонн и разрушения горных пород в реальной скважине.

Ключевые слова: эксперимен-тальная установка; формирование ствола скважины; естественное искривление скважины; модель гео-логического разреза.

УДК 621.928.8КАССЕТНЫЙ МАГНИТНЫЙ СЕПА-

РАТОР НМС-2 ДЛЯ ДООЧИСТКИ ПЛА-СТОВЫХ ВОД ОТ ЭМУЛЬГИРОВАННЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ (с. 53)

1 Игорь Юрьевич Быков1 Александр Анатоьевич Лютоев1 Юрий Геннадиевич Смирнов2 Владимир Иванович Семин

1 «Ухтинский государственный техни-ческий университет»169300, Республика Коми, г. Ухта, ул.

Первомайская, д.13E-mail: [email protected]

2 ОАО «Научно-производственное объ-единение «Буровая техника»115114, г. Москва, Россия, ул. Летни-ковская, 9E-mail: [email protected]

Для очистки пластовой воды от эмульгированных нефтепродуктов с применением высокодисперсных частиц магнетита был разработан магнитный сепаратор НМС-1. Филь-трующим элементом этого устройства является ферромагнитный картридж, состоящий из множества тонких стальных стрежней, которые находят-ся в соприкосновении с очищаемой водой. Остаточное магнитное поле и абразивность нефти на стержнях будет приводить к затруднению при промывке. Нагревательный элемент, распложённый под картриджем, предназначен для улучшения про-цесса промывки. Для упрощения обслуживания, предлагается кассет-ный неодимовый магнитный се-паратор НМС-2, магниты которого изолированы от жидкости.

Ключевые слова: кассетно-патронный магнитный сепаратор; эмульгированная нефть; магнетит; магнитные наночастицы.

УДК 622.276.43ОПТИМИЗАЦИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНО-

ГО ФОНДА СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕ-НИЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРА-БОТКИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АНАЛИЗА ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЫШ) (с. 59)

Ольга Вадимовна СавенокЕлена Николаевна ДаценкоИнна Олеговна ОрловаНаталья Николаевна АвакимянПавел Васильевич Лукьяненко

Кубанский государственный техноло-гический университет350072, г. Краснодар, ул. Москов-ская, 2E-mail: [email protected]

Целью данной статьи является решение большего комплекса за-дач, связанных с системой под-держания пластового давления на месторождении Дыш – проведение трассерных исследований с целью уточнения скважин-кандидатов в нагнетательный фонд, оптимизация


ABstrACts of ArtICles

COMPARATIVE ASSESSMENT OF EN-ZYMATIC STABILITY OF POLYMERIC DRILLING MUDS, INCLUDING THOSE IN HYDROGEN SULFIDE-CONTAINING ENVIRONMENTS (p. 5)

Igor' YUr'evich BykovSergej Vladislavovich Kamenskih Nadezhda Mihajlovna Ulyasheva

Ukhta state technical university, Ukhta Dld. 13, Pervomaiskaya str., Ukhta, Republic of Komi, 169300, Russia E-mail: [email protected]

Hydrogen sulfide of both natural, and biogenic origin is the most dangerous and aggressive natural gas, exerting negative impact on drilling equipment, drilling tools, flushing and grouting liquids thus promoting the emergence of some complications and accidents. Despite relevance of the problem, the volume of information on researches in this field is rather small that requires both the implementation

of already existing technologies of wells safe and reliable construction in conditions of hydrogen sulfide attack.

When drilling wells, hydrogen sulfide is the first one to get in contact with the drilling fluid which enters it as a result of high-sulphuric gas inflow from the drilled rocks or gradual enzymatic decomposition of polymeric reagents by microorganisms. To assess the influence of hydrogen sulfide on decomposition of polymeric reagents and their compositions, laboratory researches were carried out at the Department of drilling of USTU. Based on these researches results, the composition of a clay-free high-alkaline drilling fluid that is economically and ecologically favorable and capable to resist hydrogen sulfide attack of both natural, and biogenic origin is developed.

Key words: hydrogen sulfide; enzymatic stability; high-molecular compounds; clay-free high-alkaline drilling fluid; hydrogen indicator.

SELECTION OF EMULSIFIER RE-AGENTS TO PREPARE INVERT-EMULSION SOLUTIONS FOR WELLS KILLING) (p. 10)

SHamil' Rasihovich Islamov Anton Vladimirovich BondarenkoDmitrij Vladimirovich Mardashov

St. Petersburg Mining University Vasilevsky ostrov, 21st line, h.2, St. Petersburg, 199106, RussiaE-mail: [email protected]

In modern conditions, oil production decline and its steady self-cost increase require another approach to the selection of the type and technological parameters of well-killing fluids that provide safe operating conditions during underground repair and have no negative impact on characteristics of a formation bottom-hole zone. As practice shows, the most promising solution of this problem is the widely-

нагнетательного фонда скважин для повышения текущего пластового давления и расчёт дополнительной добычи нефти при оптимизации нагнетательного фонда скважин на месторождении. Выполнено технико-экономическое обоснование опти-мизации нагнетательного фонда скважин и проведения трассерных исследований.

Ключевые слова: оптимизация нагнетательного фонда скважин; поздняя стадия разработки место-рождения; виды и причины обвод-нения скважин; анализ трассерных исследований; многоцветные дис-персионные флуоресцентные иссле-дования; исследования; техноло-гический процесс применения МДФИ; технико-эксплуатационная характе-ристика нагнетательных скважин.

УДК 658.382РАСЧЁТ ГЕОМЕТРИЧЕСКОГО РАЗ-

МЕРА ПЛАМЕНИ ПОЖАРА НА ГА-ЗОПРОВОДЕ ДЛЯ СЦЕНАРИЕВ ГРУП-ПЫ С2 – СТРУЕВЫЕ ПЛАМЕНА (с. 66)

Аркадий Игоревич Быков

ООО «Газпром трансгаз Ухта»169300, Ухта, пр. Ленина, 39/2

E-mail: [email protected]

Показано, что расчёт геометри-ческого размера пламени сценариев группы С2 – струевые пламена (стру-евой пожар) основан на модели усе-чённого конуса цилиндрического твёрдого теплового излучателя. Основным параметром определения геометрических размеров пламени являются газодинамические харак-теристики при критических условиях аварийного истечения газа на ава-рийном участке магистрального га-зопровода (МГ). Примеру расчёта геометрических размеров пламени сценариев группы С2 на аварийном участке при разрыве линейной ча-сти магистрального газопровода по-свящается настоящая статья.

Ключевые слова: аварийный участок магистрального газопровода; модель струевого пожара; газодина-мические характеристики.

УДК 523-52ВСЕЛЕННАЯ, КАК ОНА ЕСТЬ (с. 68)

Владимир Иванович Иванников

ООО Фирма «АТЛАС»123423, Москва, ул. Народного

Ополчения, дом 28, корп. 1, оф.161E-mail: [email protected]

В данной статье автор предложил на обсуждение свою точку зрения на рождение и развитие Вселенной, которая в общих чертах не расходится с общепринятой концепцией, но вно-сит новое содержание в узловые вопросы устройства и эволюции Мироздания. Делается попытка в осмыслении физической сущности сил тяготения и масштабов их влия-ния. Квинтэссенцией авторских по-строений является отказ в теории Большого Взрыва от состояния сингу-лярности и замена его нейтронным сгустком вещества, а также формиро-вание звезд с участием нейтронных ядер, создающих гравитационную массу звезд. Иначе трактуется тер-моядерное горение звезд и их све-товое излучение.

Представленная работа адресуется исследователям Космоса и любителям астрономии и астрофизики.

Ключевые слова: Вселенная; Большой Взрыв; звезды; материя; гравитация; нейтронные сгустки; во-дородные облака; планеты.



spread use of invert emulsions in various branches of the oil industry. The preparation of aggregate-stable emulsions is achieved by adding a sufficient amount of the emulsifying agent into the initial composition, being the most effective when prepping emulsions with the required combination of components.

The authors of this paper present a comprehensive methodology of emulsifiers selection to be used for invert-emulsion solutions preparation in the preset conditions of production wells. The use of the selected reagents-emulsifiers in the emulsion solutions composition, as compared with the previously used ones, will ensure not only improvement of the characteristics of well-killing fluids, but, other parameters being equal, reduction of the emulsifier concentration in the final solution, thereby lowering the cost of well-killing operations.

Key words: underground repair; well-killing; invert-emulsion solution; emulsifier; formation bottom-hole zone.

MODELING OF ARGILLITES DE-STABILIZATION PROCESS IN THE ENVIRONMENT OF THE STUDIED WASHING LIQUID: THE RATIONALE FOR THE ELEMENTS AND THE ASSESSMENT OF THE MODEL CONSISTENCY (p. 16)

1 Zoya Valerievna Ul'yanova2 YUrij Aleksandrovich Kulyshev1 Nikolaj Ivanovich Krysin

1 Perm National Research Polytechnic University,29, Komsomolsky prospect str., 29, Russia, 614990E-mail: [email protected]

2 CJSC «SIC ENERGORESURS»42a, Gazety Zvezda str., Perm, Russia, 614039E-mail: [email protected]

Under conditions when the problem of argillites destabilization is far from the final solution, the level of potential demand for a justified unified model of argillite-like clays, as well as the process of their destabilization under the influence of a drilling fluid, are considered by the authors as high, and the question of its elements’ substantiation is worthy of proper attention. The of available approaches to modeling of the mudstones’

destabilization in the medium of the liquid being investigated are analyzed, their advantages and disadvantages are revealed. The criteria of choosing the appropriate model are determined. A reasonable choice of its elements as well as a verification of the adequacy of the model and the convergence of its results are carried out. The advantages of its use when developing drilling fluid compositions as an independent or auxiliary instrument of a research engineer are shown.

Key words: clay rock; borehole stability; argillites; drilling fluid influence; modeling.

WEIGHTED CEMENT SLURRY, PROMOTING THE FORMATION OF HEAT-STABLE CEMENT STONE (p. 22)

1 Vasilij Pavlovich Ovchinnikov2 Pavel Vasil'evich Ovchinnikov 1 Aleksandr Vasil'evich Melekhov

1 Tyumen Industrial University38, Volodarskogo str., Tyumen, 625000, RussiaE-mail: [email protected]

2 LLC "LUKOJL-Inzhiniring"3-1, Pokrovskij bul'var str., Moscow, 109028, RussiaE-mail: [email protected]

The practice of exploration wells construction proves that application of standard methods for casing strings cementing in the areas with abnormally high reservoir pressure at elevated temperatures often fails to provide adequate isolation of the annulus. The use of the proposed weighted grouting compositions with increased heat resistance, high strength of a cement stone, high sedimentation stability and low rheological characteristics will ensure accident-free wells cementing under conditions of abnormally high reservoir pressure (AHRP) and long-term isolation of the annular space.

Key words: AHRP; heat-resistant grouting solutions; well cementing; weighted cements.

BACKFILL MATERIALS FOR CEMENTING OF INJECTION WELLS TO BE SUBJECTED TO THERMAL-GAS TREATMENT IN SREDNE-NAZYMSKY FIELD (p. 27)

Sergej Anatol'evich YAkunin

Gubkin Russian State University of oil and gas65, Leninskiy prospect, Moscow, 119991, RussiaE-mail: [email protected]

The article presents the results of development of heat-resistant cement materials for injection wells cementing subjected to the thermal gas treatment at Sredne-Nazymsky field. Various types of grouting compositions were tested for thermal stability at temperatures of 160 °C, 200 °C and 300 °C. The methods of improving the thermal stability of grouting solutions and the cement stone strength at the hardening temperatures up to 100 °C were studied. The formulation of heat-resistant grouting solutions used for cementing the lower part (250 m from casing seat) of the injection wells production column and the liner of injection wells is proposed.

Key words: thermal gas treatment; the Bazhenov suite; well cementing; high-temperature cements.

THE DEVELOPMENT OF ENGINE-ERING AND TECHNOLOGY TO RESTORE THE INTEGRITY OF PRODUCTION CASING STRINGS AND ISOLATION OF COMPLICATIONS ZONES IN SIDETRACKS BY PROFILE PACKERS (p. 34)

1 Almaz Adgamovich Muhametshin1 Azat Leonardovich Nasyrov2 Il'dus Fail'evich Muhtarov2 Nafis Anisovich Garaev

1 «TatNIPIneft» 32, M. Djalil Str., Bugulma, Republic of Tatarstan, 423236, RussiaE-mail: [email protected]

2 LLC «Perekryvatel'»15, Leninogorskij trakt str., Aznakaevo, Republic of Tatarstan, 423330, RussiaE-mail: [email protected]

The technology of profile packers use provides for their straitening by the liquid pressure and their tight pressing to the casing string walls or an open wellbore by underreamers. Once the profile packer has been set in place, a shoe should be removed from the bottom. The shoe may be either backed off, milled or removed from the well. The paper highlights the principal advances in profile packer construction in order to reduce the time required for their installation, to simplify the technology due to



elimination of nonproductive trips, thus finally decreasing the cost of wells construction and workover.

Key words: profile packer; underreamer; removed shoe; cutter; casing string; sidetrack.

TWO-INPUT CONTROL SYSTEMS AS AN OPTIMAL MEANS OF MEASURING DYNAMIC INCREMENTS OF DRILLING PARAMETERS (p. 40)

1 Boris Alekseevich Perminov2 Viktor Borisovich Perminov1 Zafar Hangusejn ogly YAgubov1 EHmin Zafar ogly YAgubov

JSC NPO «Burovaya tekhnika»9/1, Letnikovskaya, Moscow, 11514, RussiaE-mail: [email protected]

All technological parameters of wells drilling always have dynamic increments relative to the specified program values. At the same time, it is much easier to evaluate the dynamics of the drill-pipe casing string and the drilling rig in the whole by the dynamic increments of the drilling parameters, rather than by the results of these parameters measurements. Measuring tools that contribute to the allocation of dynamic increments of drilling parameters during a well deepening, either don’t not exist or are rather limitedly used. The authors recommend using the variational structure, that is neither more or less than a counter-parallel inclusion of two aperiodic inertial links, as a basic functional block of such systems,

Two-input systems of drilling parameters control are the most optimal variant of measurement instruments, as compared with the existing ones, and are characterized by the ability to extract dynamic components from a measurement signal, high sensitivity without additional amplification tools, precision measurement accuracy and the lack of time and frequency distortions.

Key words: two-input control systems; drilling parameters; dynamics of a drill string; measurement channel.

THEORETICAL ASPECTS OF THE METHODS THAT CONTROL SPONTANEOUS DEVIATION OF A HORIZONTAL WELL (p. 48)

Aleksandr Mihajlovich Gusman Il'ya L'vovich BarskijIvan Sergeevich Sergeev

JSC NPO «Burovaya tekhnika»9/1, Letnikovskaya, Moscow, 11514, RussiaE-mail: [email protected]

In a real horizontal well, the drill string can take the form very close to the bending curve of the certain section which separated from the hole wall due to the wellbore deviation. The borehole wall will limit the destructive bending, but will lead to the “swelling” of the drill string, that will significantly increase the friction forces. Thus dangerous local buckling sections appear. If the height of this section is close to the point of separation, and its length is less than the curved section length, then the string can move to the position at which an expansion force occurs. The work establishes the relationship between the geometric curvature of a string and the forms of its bending found in elementary functions. Analyzing the derived formulas for curvature and torsion, we see that for operational control it is necessary to have expressions for zenith and azimuth derivatives with respect to the measured depth. If the curvature of the borehole axis approaches the maximum curvature of the drill pipe buckling, then the drill string dog-leg is possible, leading to its spreading in the well bore. If while drilling, the torsion that is calculated with provision for the zenith angle and azimuth increases by modulus and retains its sign all over the separation section, then the drilling technology needs to be changed to prevent further curvature of the well.

Key words: spontaneous deviation; horizontal well; bending of the drill string; local curvature; pushing force; three-dimensional space curve.

EXPERIMENTAL STUDY OF A VERTICAL WELL NATURAL DEVIATION (p. 50)

Ruben Aleksandrovich Gandzhumyan

Russian State Geological Prospecting University (MGPI-RSGPU)23 Miklukho-Maklaja str., Moscow, 117997, RussiaE-mail: [email protected]

The scheme of a laboratory experimental installation for studying the process of a borehole formation and parameters of its deviation depending on the effect of various geological factors is presented. This installation provides for a wide range of studies that allow assessing the influence of geological, technical and technological factors on deviation parameters and select the criteria for directional drilling optimization of naturally deviated wells. Unlike the existing experimental installations and benches, this construction most closely simulates the operating conditions of a drill string and rocks destruction in a real well.

Key words: experimental installation; borehole formation; well natural devi-ation; model of a geological section.

NMS-2 CASSETTE MAGNETIC SE-PARATOR FOR FORMATION WATER POST-TREATMENT FROM EMULSIFIED PETROLEUM PRODUCTS (p. 53)

1 Igor' YUr'evich Bykov1 Aleksandr Anato'evich Lyutoev1 YUrij Gennadievich Smirnov2 Vladimir Ivanovich Semin

1 Ukhta state technical university, Ukhta Dld. 13, Pervomaiskaya str., Ukhta, Republic of Komi, 169300, Russia E-mail: [email protected]

2 JSC NPO «Burovaya tekhnika»9/1, Letnikovskaya, , Moscow, 11514, RussiaE-mail: [email protected]

NMS-1 magnetic separator was developed to purify reservoir water from emulsified oil products using highly dispersed particles of magnetite. The filtering element of this device is a ferromagnetic cartridge, consisting of a plurality of thin steel rods, which are in contact with the purified water. The residual magnetic field and abrasiveness of the oil on the rods will cause difficulties during washing. The heating element placed under the cartridge is designed to improve the washing process. To simplify maintenance, the use of NMS-2 - a cassette neodymium magnetic separator is proposed, the magnets of which are isolated from the liquid.

Key words: cassette-cartridge magnetic separator; emulsified oil; magnetite; magnetic nanoparticles.


OPTIMIZATION OF INJECTION WELLS STOCK AT THE LATE STAGE OF A FIELD DEVELOPMENT BASED ON THE RESULTS OF THE TRACER STUDIES ANALYSIS (BY THE EXAMPLE OF DYSH FIELD) (p. 59)

Ol'ga Vadimovna SavenokElena Nikolaevna DacenkoInna Olegovna OrlovaNatal'ya Nikolaevna AvakimyanPavel Vasil'evich Luk'yanenko

Kuban State University of Technology2, Moskovskaja St., Krasnodar, 350072, RussiaE-mail: [email protected]

The purpose of this paper is to solve a large set of tasks related to the reservoir pressure maintenance at the Dysh field, namely, conducting of tracer studies to specify the candidate wells for the injection fund, optimization of injection wells fund to increase the current reservoir pressure and calculation of additional oil production while optimizing the injection wells fund in the field. A feasibility study was carried out to optimize the injection well fund and carry out tracer studiesl.

Key words: optimization of injection wells fund; late stage of a field development; types and causes of wells water-flooding; analysis of tracer studies; multi-color dispersion fluorescence studies; researches; technological process of application

of multi-color dispersion fluorescence studies (MCDFS); technical and operational characteristics of injection wells.

CALCULATION OF THE GEOMETRIC SIZE OF THE FIRE FLAME AT A GAS PIPELINE FOR THE SCENARIOS OF С2

GROUP – JET FLAMES (p. 66)

Аrkadij Igorevich Bykov

Ltd. "Gazprom transgaz Ukhta"39/2, Leninsky prospect, Ukhta, Republic of Komi, 169300, RussiaE-mail: [email protected]

The paper shows that the calculation of the flame geometric size of the C2 group scenarios – jet flames (jet fire) is based on the model of the truncated cone of the cylindrical solid heat radiator. The main parameter of determination of the flame geometrical dimensions are gas dynamic characteristics in critical conditions of an accidental gas flow at the emergency section of the main gas pipeline (MGP). This paper presents an example of calculation of the flame geometric dimensions of C2 group scenarios at the emergency section in case of the break of the linear part of the main gas pipeline.

Key words: emergency section of the main gas pipeline; the model of the jet fire; gas dynamic characteristics.

THE UNIVERSE AS IT IS (p. 68)

Vladimir Ivanovich Ivannikov

LLC Firma «ATLAS»of.161, 28-1, Narodnogo Opolchenija str., Moscow, 123423, RussiaE-mail: [email protected]

The author of the paper proposed his point of view for discussion that relates to the birth and development of the Universe, which in general coincides with the generally accepted concept, but introduces a new content to the key issues of the structure and evolution of the Universe. An attempt is made to understand the physical nature of the gravitational forces and the extent of their influence. The quintessence of the author's constructions is the singularity state rejection in the Big Bang theory and its replacement by matter neutron cluster as well as stars formation with the participation of neutron nuclei creating the gravitational mass of stars. The thermonuclear burning of stars and their light emission is interpreted other way.

The presented work is addressed to researchers of the Cosmos and fans of astronomy and astrophysics.

Key words: Universe; Big Bang; stars; matter; gravity; neutron clusters; hydrogen clouds; planets.

Актуальные технологии для нефтегазового комплекса на страницах журнала

Инженер-нефтяникн а у ч н о - т е х н и ч е с к и й ж у р н а л


УСлОВИя ПУблИкАцИИ В ЖУРНАлЕ

Уважаемые авторы!

Убедительно просим соблюдать следующие правила оформления статей.

1. Материалы представляются в электронном виде по адресу:

[email protected]; [email protected];

Если объем материала составляет более 1 Мб, то для его сжатия необходимо использовать архиваторы RAR или ZIP.

2. Оформление статей:

- объем статей до 14 страниц в формате страницы А4 (210 X 297 мм);- текст статьи - в программе Word через 1,5 интервала, шрифт 12 Arial или Times

New Roman, без разбивки на 2 колонки;- формулы - в программе Microsoft Equation;- рисунки - в одной из графических программ - Corel Draw, Illustrator, Adobe

Photoshop, Microsoft Excel - отдельными файлами от текста; - фотографии должны быть хорошего качества.

К статье необходимо приложить аннотацию (до 5 предложений) на русском и, по возможности, английском языках.

3. Материал должен иметь сопроводительное письмо.

4. К статье прилагаются следующие сведения об авторах:

- фамилия, имя, отчество всех авторов полностью, учёная степень и звание; - место работы каждого автора в именительном падеже, страна, город;- адрес электронной почты каждого автора;- корреспондентский почтовый адрес (можно один на всех авторов);- контактный телефон.

5. Название статьи, аннотация, ключевые слова приводятся на русском и, по возможности, английском языках.

6. Необходимо указать код УДК, и/или ГРНТИ, и/или код ВАК согласно действующей номенклатуре специальностей научных работников.

7. Список литературы.

8. При написании статьи необходимо использовать общепринятые термины, единицы измерения и условные обозначения, единообразные по всей статье. Расшифровка всех используемых авторами обозначений дается при первом употреблении в тексте.

9. При наборе статьи на компьютере все латинские обозначения физических величин (α, I, d, h и т. п.) набираются курсивом, греческие обозначения, названия функций (sin, exp, lim ), химических элементов и единиц измерения — прямым (обычным) шрифтом.

Рекомендуется использовать в математических формулах буквы латинского, греческого алфавитов.

10. Условия публикации:

- публикация научно-технических статей бесплатная;- присылаемые для опубликования материалы рецензируются экспертным советом

и утверждаются редакционным советом журнала;- в случае отклонения статьи авторы извещаются с мотивацией.

Продолжается подписка на научно-технический журнал "инженер-нефтяник" на 2019 год!

Индексы журнала:- 35836 - по каталогу агентства "роспечать";- 91842 - по объединённому каталогу "пресса россии"

Материалы журнала посвящены вопросам проектирования, изготовления, эксплуатации, обслуживанию и ремонту различных сооружений и машин, предназначенных для бурения скважин, обустройства месторождений, а также для добычи, первичной переработки и транспорта нефти и газа.

Публикуемые статьи рассказывают о последних достижениях в этой области и предназначены для ученых научно-исследовательских и проектных институтов, университетов, инженеров и руководителей нефтегазодобывающих, буровых, строительных, сервисных компаний и организаций.

Активный и творческий обмен научно-технической информацией на страницах нашего журнала поможет специалистам различного профиля нефтегазовой и смежных отраслей ориентироваться в технических вопросах добычи, транспорта и первичной переработки нефти и газа.

Приглашаем к сотрудничеству руководителей предприятий и организаций, ученых, инженеров и специалистов. Публикация научно-технических статей в журнале бесплатная. Журнал на своих страницах размещает рекламу нефтегазовых технологий, технических средств и материалов, разработчиками и изготовителями которых являются ведущие производственные и сервисные компании.

Адрес для переписки:

127422 Москва, дмитровский проезд, дом 10

телефон редакции: (495) 543 9116 доб. 241

Факс: (495) 543 9612

issn 2072-7232 Инженер-нефтяник

Documents