Территория Нефтегаз № 10 2015

Термин хардбандинг, или защитная наплавка замков бурильной трубы, уже прочно вошел в перечень обязательных требований, предъявляемых к буровому инструменту. В данной статье мы постараемся раскрыть основные требования, предъявляемые к современным наплавочным материалам, применяемым для хардбандинга, на примере наплавочных порошковых проволок OTW-12Ti и OTW-13CF производства компании Castolin Eutectic.

В связи с высокой степенью выработки запасов крупных и высокопродуктивных месторождений значительно снизилась обеспеченность добычи активными запасами. Разработка так называемых осложненных запасов низко-эффективна без инновационных технологий, одной из которых является многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП). Технологии мониторинга микросейсмической эмиссии в геологической среде уже достаточно широко применяются для решения задач разработки месторождений нефти в России и за рубежом. Их использование требует детального анализа процесса развития трещины и прогноза геометрических параметров образующихся трещин. Решение этой много-параметрической задачи требует большого объема исходных данных, поэтому кроме традиционных источников данных (керна, РИГИС) необходимо привлечение данных регистрации упругих колебаний, возбуждаемых в процессе образования трещины разрыва, зарегистрированных как в соседней скважине, так и на дневной поверхности. Этот метод контроля процесса МГРП получил название микросейсмического мониторинга. Микросейсмика позволяет определять геометрию гидроразрыва пласта на достаточно больших расстояниях от места наблюдения (в скважинах или на поверхности), а также получать диагностические 3D-изображения в процессе образования и развития разрыва. Полученные при помощи микросейсмомониторинга данные по контролю размеров трещин позволяют осуществлять оперативное изменение дизайна последующих стадий МГРП. Технология скважинного микросейсмического мониторинга, несмотря на более высокую стоимость работ по сравнению с наземной технологией, часто является единственным инструментом для контроля МГРП. Рекомендуется более широкое применение мониторинга МГРП при помощи инновационных микросейсмических технологий с целью снижения геологических рисков проведения МГРП.


В настоящее время в структуре запасов углеводородов отмечается увеличение доли осложненных запасов, в т.ч. труд­ноизвлекаемых (ТРИЗ). Например, если доля начальных ТРИЗ Западно-Сибир­ской нефтегазоносной провинции (НГП) в 2010 г. составляла 33,0%, то текущие ТРИЗ оценивались уже в 50,2%. В этой ситуации заметно растет доля добычи нефти за счет применения методов уве­личения интенсификации нефтеотдачи пластов (МУН). Отметим, что в 2006 г. в России на долю МУН приходилось около 9% от общей годовой добычи, причем около 5% из них – на один метод – ги­дроразрыва пластов [2].
Существующие технологии проведения ГРП позволяют решать задачи интенси­фикации притока и увеличения нефте­отдачи за счет снижения скин-факто­ра прискважинной зоны и вовлечения в разработку ранее не дренируемых участков залежи. На сегодняшний день существует множество технологий ГРП: большеобъемный, кислотный, концево­го экранирования, с применением ком­бинированных брейкеров, на линейном геле, с частичной отсыпкой интервала перфорации, на вторых стволах с при­менением стрингера, ГРП с проведени­ем гидропескоструйной перфорации и применением суперлегкого проппанта на пластах с малой толщиной, много­стадийный (МГРП, или MZST – Multizone stimulation technology) на горизонталь­ных скважинах. Наиболее перспектив­ным из перечисленных модификаций, по нашему мнению, является МГРП, причем его технология постоянно совершен­ствуется. Если в первые годы приме­нения это был двух-, трехстадийный метод, то начиная с 2010 г. число этапов (портов) заметно увеличилось – до де­сяти. Отметим, что с помощью горизон­тального ствола сложной траектории и длиной до 1 тыс. м можно организовать выработку отдельных нефтяных линз малого объема, самостоятельная разра­ботка каждой из которых экономически неэффективна [4].
Однако не всегда проведение МГРП оказывается успешным как по тех­нологическим (ТЭ – технологическая эффективность), так и – гораздо чаще – по экономическим показателям. Свя­зано это с рядом обстоятельств, таких как несоответствие скважин крите­риям обоснования (низкие значения общей и нефтенасыщенной толщин пласта, низкая нефтенасыщенность, пониженное пластовое давление, рас­положение вблизи фронта нагнетания и/или внешнего контура нефтеносно­сти) и несовершенство существующих алгоритмов проектирования процесса развития трещины и прогнозирования параметров образующихся трещин. Что касается первой группы критериев обо­снования ГРП, то существует довольно большое число работ, оценивающих влияние геологических параметров на ТЭ ГРП [3]. Достаточно указать, что ме­тодами корреляционного анализа для объектов Ю и А Ханты-Мансийского автономного округа установлены ста­тистические зависимости кратности увеличения продуктивности и приро­ста извлекаемых запасов нефти за счет ГРП от промысловых и технологических параметров. Построенные зависимо­сти позволяют провести разделение площадей на зоны с низкой, средней и высокой эффективностью, а также оперативно прогнозировать эффектив­ность планируемых ГРП в зависимости от конкретных геолого-технологических условий [3]. В работе [3] предложена интересная методика прогноза эффек­тивности МУН на основе дискретно-не­прерывных моделей.
Что же касается алгоритмов модели­рования развития трещин и их геоме­трических параметров, то они требуют существенного развития. Очевидно, что разработка названных методов модели­рования требует совершенствования информационной базы проведения МГРП. В работе [1] показано, что кроме традиционных источников данных (кер­на, РИГИС) пополнение БД возможно за счет регистрации упругих колебаний, возбуждаемых в процессе образования трещины разрыва, зарегистрированных как в соседней скважине, так и на днев­ной поверхности. Этот метод контроля процесса МГРП получил название ми­кросейсмического мониторинга.
При регистрации сейсмических волн в соседней скважине дополнительно регистрируются волны, возникающие при воздействии этих волн на стенки скважин, так называемые скважинные волны. Создание алгоритмов оценки параметров трещин на основе реше­ния обратной кинематической задачи совместно для сейсмических и сква­жинных волн повышает достоверность проектирования дизайна трещин после­дующих этапов (сейсмомониторинга).
Из опыта нефтяных и сервисных ком­паний (ОАО «ЦГЭ», ООО «Викосейс», ОАО «Хантымансийскгеофизика», ООО «Георесурс», ЗАО «Градиент», НИИ при­кладной информатики и математиче­ской геофизики БФУ им. И. Канта, ООО «Антел-нефть», OOO «Технологии обрат­ных задач», Global Microseismic Services, MicroSeismic, ESG Solutions, Weatherford International Ltd., Schlumberger, Pinnacle Center – Halliburton, Baker Hughes и др.), разрабатывающих тех­нологии контроля МГРП, в настоящее время наиболее успешно эта задача решается с помощью технологии пас­сивного микросейсмического монито­ринга (ПМСМ) в двух модификациях – скважинной и наземной.
Обширный производственный опыт свидетельствует об эффективности применения сейсмического монито­ринга для определения требуемых геометрических параметров зоны техногенной трещиноватости, возни­кающей при проведении МГРП. Ми­кросейсмика позволяет определять геометрию трещин гидроразрыва на достаточно больших расстояниях от места наблюдения, а также получать диагностические трехмерные изо­бражения в процессе образования и развития в результате ГРП.
Сложность получения доступа к на­блюдательным скважинам привела к тому, что в Российской Федерации наибольшее распространение получил наземный мониторинг с использова­нием площадных сейсмических групп. Кроме того, для Западно-Сибирской НГП характерна еще одна особенность – наблюдательная скважина часто на­ходится на том же кусту, что и скважина, в которой проводится МГРП, при этом сам куст зачастую активен, т.е. все еще ведется бурение других скважин, вы­полняются работы по освоению, рабо­тает глубинно-насосное оборудование.
С экономической точки зрения назем­ный микросейсмический мониторинг (МСМ) отличается и лучшим соотноше­нием «цена – качество». Однако для наземного мониторинга необходимо ми­нимизировать ветровые и техногенные помехи в ходе регистрации МГРП [5].

РАССМОТРИМ БОЛЕЕ ДЕТАЛЬНО ЗАДАЧИ, КОТОРЫЕ РЕШАЮТ МИКРОСЕЙСМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МГРП:
1) трехмерная визуализация процесса образования и развития трещин ги­дроразрыва относительно траектории горизонтального ствола;
2) определение простирания, геоме­трических и фильтрационных параме­тров системы трещин гидроразрыва;
3) получение данных для оперативно­го внесения изменений в технологию проведения МГРП (в т.ч. в график за­качки), а также выработка рекоменда­ций по его совершенствованию;
4) внесение по результатам произ­водственного опыта коррективов в направление планируемых горизон­тальных стволов.
Если принять, что так называемый ре­гиональный азимут распространения трещин выдерживается не только от скважины к скважине, но часто и в региональном плане (причем имеются довольно хорошие оценки его направ­ления для условий Западной Сибири), то вполне может существовать небла­гоприятный азимут для горизонталь­ной скважины, при наличии которого возможны различные осложнения при ГРП (повышенные трения на перфо­рации и в призабойной зоне, веро­ятность получения прорыва в воду или СТОПа).
Расплывчатое облако фиксируемых источников микросейсмических собы­тий (микросейсмической эмиссии) при образовании трещин гидроразрыва показывает их фактическое смещение относительно центрального (близкого к симметричному) расположения со­гласно типовой модели гидроразрыва (рис. 1).
Цвет источников на рисунке 1 соот­ветствует времени возникновения микросейсмических событий в процес­се ПМСМ. Синим цветом отображено местоположение источников микро­сейсмических событий при пробном мини-ГРП, красным – при основном ГРП. Анализ рисунка показывает, что красные точки распадаются на три практически изолированных облака. Это говорит о том, что на этой стадии МСМ фиксирует три трещины. Оси симметрии этих облаков наклоны по отношению к горизонтальной части траектории скважины, другими сло­вами, трещины не перпендикулярны к траектории скважины.
Асимметричное смещение трещин от­носительно оси ствола скважины не учитывается современными моделями дизайна гидроразрыва, однако оно оказывает существенное влияние на характер гидродинамической связи с ближайшими скважинами (в т.ч. нагне­тательными).
Зарегистрированная совокупность источников сейсмоэмиссионной ак­тивности приводит к выводу о более короткой фактической длине единич­ной трещины и более сложной тра­ектории ее раскрытия по сравнению с прогнозным дизайном ГРП (рис. 2).
На рисунке 2 приведены данные ми­ни-ГРП и основных ГРП 4-й, 5-й и 6-й
стадий в одной из горизонтальных скважин Западной Сибири в проек­ции на горизонтальную плоскость. События мини-ГРП и основного ГРП на каждой стадии выделены своим цве­том. Диаметр событий соответствует магнитуде. Для каждого порта при­ведены микросейсмические события мини- и основного ГРП, они показаны разным цветом. На рисунок наложена равномерная сетка с шагом 25 м. По результатам обработки данных ми­кросейсмического мониторинга МГРП можно сказать, что:
• основная трещина гидроразрыва для 4-й, 5-й и 6-й стадий развивалась в на­правлении созданной микротрещины при мини-ГРП;
• учет результатов предыдущего этапа при проектировании последующего позволяет добиться изменения дизай­на трещины в нужном направлении.
Несоответствие фактических разме­ров трещины и запланированных по дизайну ГРП приводит к снижению эффективности операций ГРП и, как следствие, к снижению эффективно­сти данного геолого-технического ме­роприятия. Полученные при помощи микросейсмомониторинга данные по контролю размеров трещин позволяют осуществить оперативное изменение дизайна последующих стадий МГРП.
Каждая последующая стадия ГРП вли­яет на состояние уже существующей зоны трещиноватости вплоть до изме­нения направления развития трещин. Меняется расположение трещин из-за перераспределения стрессов после произведенного ГРП.
В ряде случаев удается установить причину преждевременной остановки процесса закачки (СТОПа). Так, спон­танный рост трещины по высоте может произойти вследствие преждевре­менной упаковки проппантом ниж­ней части трещины, когда оставшийся материал устремляется к кровельной части продуктивного пласта (рис. 3).
Из рисунка 3 видно, что присутству­ют микросейсмические события, распространяющиеся вдоль ствола скважины. Впоследствии эти собы­тия соединяются с областями микро­сейсмической активности, которые развиваются перпендикулярно ство­лу скважины. Можно говорить, что в таких случаях создается система параллельных трещин. Отметим еще такой важный момент: большинство трещин направлены к кровле пласта, что может обеспечить снижение об­водненности продукции.
В целом необходимо рекомендовать более широкое применение монито­ринга МГРП при помощи инноваци­онных микросейсмических техноло­гий с целью снижения геологических рисков проведения операций ГРП и повышения эффективности разработ­ки залежей Западно-Сибирского НГБ.

В работе показано, что задача определения количества труб, подлежащих замене, при проведении предремонтного технико-экономического обоснования может быть решена на основе стандарта системы управления техническим состоянием и целостностью [1]. Для этого предлагается расчеты количества труб, ремонт которых возможен заменой по условиям прочности и трудоемкости шлифовальных работ, дополнить уточняющим расчетом, учитывающим вероятность обнаружения дефектов, а для газопроводов, подверженных стресс-коррозионному растрескиванию под напряжением, – статистическим анализом стресс-коррозионного состояния. Этот подход был апробирован на газопроводах, эксплуатируемых ООО «Газпром трансгаз Саратов». Всего было рассмотрено три газопровода, основными повреждающими факторами которых были коррозия и стресс-коррозия. Для выполнения расчетов использовались данные внутритрубного технического диагностирования (ВТД), которые корректировались по результатам предремонтного неразрушающего контроля в шурфах. По скорректированным данным проводилось технико-экономическое обоснование вывода газопроводов в ремонт, в результате которого было установлено, что газопроводы по техническому состоянию могут быть выведены в ремонт. Кроме того, для двух газопроводов также выполняются экономические условия вывода в ремонт. Расчеты количества труб, подлежащих замене, показали, что при производстве капитального ремонта на рассматриваемых газопроводах потребуется заменить 10, 20 и 30% труб, а это в среднем на 20% меньше результатов, получаемых по экспертным оценкам положений стандартов [2–3]. Следовательно, предлагаемый подход позволит повысить качество планирования капитального ремонта и снизить издержки на его производство.

В статье освещены вопросы оптимального планирования технического диагностирования и капитального ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций (КС). Опыт реализации системы управления техническим состоянием линейной части магистральных газопроводов ПАО «Газпром» в рамках действующей нормативной документации базируется на информации о фактическом техническом состоянии трубопроводов, наиболее информативным инструментом для получения которой являются периодические внутритрубные диагностические обследования. Технологические трубопроводы компрессорных станций конструктивно не приспособлены к проведению классической внутри-трубной диагностики (ВТД), что затрудняет реализацию на них традиционных для линейной части магистральных газопроводов (МГ) подходов к проведению технического диагностирования и формированию программ капитального ремонта. Российские производители диагностического оборудования совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проводят испытания специализированных диагностических устройств для внутритрубной инспекции трубопроводов нелинейной конфигурации. Однако до их промышленного применения наиболее доступным способом технического диагностирования технологических трубопроводов КС остается неразрушающий контроль труб в шурфах в процессе пред-ремонтных диагностических обследований, ежегодные объемы которого незначительно превосходят протяженность КР, а полученные данные зачастую носят разрозненный не системный характер. Авторами работы предложен комплексный методический подход к формированию долгосрочных программ технического диагностирования и капитального ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций ПАО «Газпром», основанный на прогнозировании и оценке фактического технического состояния. Разработаны алгоритмы принятия управленческих решений на различных этапах эксплуатации технологических трубопроводов и определения оптимальных объемов технического диагностирования газопроводов. Впервые предложен способ определения полноты исходных данных диагностических обследований, достаточных для оценки технического состояния технологических трубопроводов компрессорных станций. Предложены альтернативные сценарии выбора стратегии планирования мероприятий на технологических трубопроводах компрессорных станций с учетом оптимизации затрат на их техническое обслуживание.

Экспертиза промбезопасности относится к особо актуальным вопросам для всех промышленных предприятий. Она дает возможность определить прогнозируемый срок безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов, вовремя предотвратить опасность их прорыва. Одной из ведущих организаций, проводящих данную экспертизу, является ООО «Сканди-М», зарекомендовавшее себя ответственным партнером, четко выполняющим свою работу.

На процессы эксплуатации нагнетательных скважин оказывает влияние большое число факторов, которые приводят к постепенному снижению приемистости нагнетательных скважин. Так как в настоящее время Ново-Елховское нефтяное месторождение, как и многие месторождения Республики Татарстан, находится в условиях поздней стадии разработки, то данная проблема становится еще более актуальной. В таких условиях важной задачей становится использование эффективных технологий повышения нефтеизвлечения и приемистости нагнетательных скважин. Однако повышение приемистости нагнетательных скважин не всегда положительно влияет на дебит реагирующих добывающих скважин. Обязательным условием поддержания пластового давления является компенсация отбора жидкости технологической закачкой. В статье проанализировано влияние изменения приемистости нагнетательных скважин КНС-86а на величину дебита жидкости реагирующих добывающих скважин одной из площадей Ново-Елховского нефтяного месторождения. Анализ проводился по 19 нагнетательным скважинам КНС-86а. При этом оценка изменения приемистости выполнена в условиях работы на кустовой насосной скважине (КНС) насосных агрегатов различного типа действия. В результате анализа было установлено, что рост отбора жидкости реагирующих добывающих скважин в зависимости от роста приемистости нагнетательной скважины наблюдается на скважинах, приуроченных к южному и юго-западному направлениям относительно КНС, а снижение отбора жидкости реагирующих добывающих скважин при снижении приемистости нагнетательной скважины – на скважинах, приуроченных к северному направлению относительно КНС. Полученные результаты авторы связывают с анизотропией фильтрационно-емкостных свойств пласта, которая может приводить к неконтролируемому обводнению реагирующих добывающих скважин при закачке воды в нагнетательные скважины.

Группа компаний «Обнинские фильтры» в составе ООО «НПП Эко-Фильтр», ООО «Обнинские Фильтры» и ООО «НПП ЭкспрессЭко» выпускает продукцию под известным с 1991 г. брендом «Экспресс-Эко».

Нефтяная промышленность страны в ближайшей перспективе выходит на новые горизонты, характеризующиеся ухудшением качества ресурсной базы. Так, в соответствии с Генеральной схемой развития нефтяной отрасли России до 2035 г., отмечается, что для восполнения падающих объемов добычи нефти их придется заместить за счет новых месторождений с трудно извлекаемыми запасами (ТРИЗ). Важнейшей задачей при разработке нефтяных месторождений является совмещение двух ключей, а именно – высокого уровня извлечения углеводородного сырья и высоких технико-экономических показателей разработки. Принцип совместного использования данных ключей обеспечивает применение технологических подходов разра- ботки месторождений, направленных на эффективное развитие нефтегазодобывающего актива. Таким образом реализуется принцип комплексного развития и принятия наиболее эффективных решений. Нефтегазодобывающая практика России показывает, что более 70% добычи нефти осуществляется механизированным способом при помощи установки электроцентробежного насоса (УЭЦН). Себестоимость добычи нефти данного объема напрямую зависит от эффективности эксплуатации УЭЦН, которая, в свою очередь, формируется за счет достижения экономически целесообразного уровня наработки на отказ внутрискважинного оборудования. Одним из ключевых отрицательных факторов, влияющих на эффективность эксплуатации УЭЦН, является песко-проявление как источник выноса механических примесей при эксплуатации скважин. Представленный масштаб научно-технической проблемы демонстрирует особую актуальность данного вопроса и формирует задачу повышения эффективности эксплуатации УЭЦН при добыче жидкости с высокой концентрацией взвешенных частиц. Существующие технологии представляют перечень химических, технических, технологических и профилактических способов снижения влияния механических примесей на работу внутрискважинного оборудования. С целью достижения комплексного воздействия на целый ряд отрицательных факторов (механические примеси, солеотложения, асфальто-смолисто-парафиновые отложения), влияющих на эффективность эксплуатации УЭЦН при использовании одного метода защиты, осуществляется поиск перспективных технологий в данном направлении. Данная цель направлена на повышение эффективности эксплуатации УЭЦН и, как следствие, снижение себестоимости добычи нефти. Поиск новых принципов и подходов для достижения данной цели формирует ряд взаимосвязанных задач, к числу которых относятся: изучение механизмов разрушения пород в условиях нефтедобычи; изучение процессов диспергирования пород и их фрагментов в технологическом цикле; изучение возможности использования магнитной технологии для ускорения диспергирования дисперсной минеральной фазы (ДМФ).

При обработке призабойной зоны скважин для объектов, находящихся на миоцене, олигоцене и фундаменте месторождения «Белый Тигр» (Вьетнам), есть трудности, связанные с высокой температурой и вторичными осадками. Реакции с участием традиционно используемых минеральных кислот при повышенных температурах происходят со слишком высокой скоростью, в результате чего кислота полностью расходуется за очень короткое время, что снижает эффективность обработки призабойной зоны. Кроме того, при повышении температуры на забое скважины затраты на ингибиторы коррозии быстро возрастают из-за необходимости повышения их концентрации. Вторичные осадки вызывают закупоривание пористого пространства, снижают проницаемость пласта, и из-за образования вторичного осадка кислотная обработка имеет отрицательный эффект, то есть проницаемость призабойной зоны пласта снижается после обработки. Для решения этих проблем в совместном предприятии «Вьетсовпетро» с целью повышения продуктивности добывающих скважин месторождений было предложено использовать не кислотные компоненты с образованием кислотного состава на забое. Суть данного метода заключается в использовании систем химических реагентов, содержащих хелатное соединение, органическую кислоту и фторсодержащее соединение. Эти реагенты способствуют растворению неорганических загрязняющих материалов за счет генерирующего образования фтороводородной кислоты на забое скважины, а также предупреждению вторичных осадков из продуктов растворения глины и полевого шпата, кварца. С целью подтверждения эффективности метода проведены лабораторные исследования, результаты которых приведены в данной статье.

В статье представлена информационная система «Шахматка и Техрежим» – корпоративный программный продукт, направленный на повышение уровня информационного обеспечения и эффективности процессов нефтедобычи. Целью внедрения ИС «Шахматка и Техрежим» является повышение технологической эффективности разработки и эксплуатации месторождений. В системе «Шахматка и Техрежим» использованы уникальные методики и алгоритмы, позволяющие рассчитывать забойные давления в добывающих и нагнетательных скважинах, включая проведение и интерпретацию исследования скважин методом отжима динамического уровня. При изменении положения тестовой прямой на диаграмме автоматически рассчитывается значение расхода свободного газа в затрубном пространстве и отображается в виде метки около одного из концов тестовой кривой. Следует отметить, что для расчета количества газа с помощью тестовой прямой используется только ее наклон, но не ее абсолютное размещение на диаграмме. Для определения качества данных и корректности расчетов в программе интерпретации исследования методом отжима динамического уровня анализируются динамика изменения расчетного забойного давления в скважине. При внедрении в дочерних обществах пользователи проявили большую заинтересованность в продукте, приняли активное участие в повышении удобства использования ИС «Шахматка и Техрежим». По требованиям компании разработано 60 дополнительных аналитических форм отчетности, а также реализовано более 100 функций, по- вышающих удобство пользования системой. Внедрение системы обеспечило прозрачный доступ к информации. Все данные ИС «Шахматка и Техрежим» консолидируются на уровне Корпоративного центра ОАО «Газпром нефть». Специалисты различных подразделений компании работают в едином информационном пространстве и имеют возможность в рабочем режиме построить любую из 54 унифицированных форм. Интеграция информационных технологий на единой платформе позволяет всесторонне подходить к решению проблем нефтедобычи, а тесное взаимодействие IT-разработчиков, экспертов и инженеров ОАО «Газпром нефть» в рамках рабочих групп дает возможность максимально реализовать интеллектуальный и инновационный потенциал.

Саморегулируемая организация Некоммерческое партнерство содействия в реализации инновационных программ в области противокоррозионной защиты (НП СОПКОР) в текущем году в рамках договора с ООР «РСПП» разработала проекты профессиональных стандартов «Специалист по защите от коррозии внутренних поверхностей оборудования нефтегазового комплекса» и «Специалист по строительному контролю систем защиты от коррозии».

Хроматированием называют обработку горячей трубы раствором бихромата калия. Хроматирование – один из этапов подготовки поверхности. Как и другие этапы, хроматирование призвано повысить адгезию эпоксидного покрытия к стали и, таким образом, дает возможность получить более высокие показатели покрытия по катодному отслаиванию и водостойкости адгезии. Кроме того, считается, что применение хромата позволяет нивелировать отклонения на других этапах подготовки поверхности.

В представленной статье приводятся материалы, связанные с вопросами стабильной работы скважин в условиях низкопроницаемого коллектора и значительного влияния фазовых превращений пластового флюида на процессы добычи. Одной из решаемых при этом задач является расчет технологического режима эксплуатации скважин, в частности – гидродинамический расчет параметров многофазного потока в стволе скважин различных конструкций при заданных устьевых параметрах и известном составе добываемого флюида. Выполненный в данной статье анализ известных методов математического моделирования многофазных течений позволяет выделить два основных подхода – эмпирические корреляции и механистические модели. Также в статье описывается опыт применения механистического подхода при моделировании движения многофазного потока и определении потерь давления по стволу скважины. При этом в явном виде учитывается влияние пространственного положения ствола и фазового состояния флюида в расчетных элементах скважины. Это позволяет определить свойства фаз, учесть гетерогенность потока, его структуру, неизотермичность течения и, как следствие, изменение величины градиента давления по стволу скважины. Расчетные значения сравниваются с фактическими величинами, замеренными забойными датчиками. На примере трех ачимовских скважин показана более высокая точность расчетов забойного давления при применении механистической модели Анзари в сравнении с формулой Адамова. Одним из примечательных примеров является опыт разработки алгоритма расчета забойного давления в скважинах, эксплуатирующих валанжинский ярус Уренгойского нефтегазоконденсатного комплекса (УНГКК). На основании промысловых гидродинамических исследований скважины-стенда разработана модель течения газоконденсатно-водометанольной смеси и достигнуты значительные успехи в прогнозировании величин истинного газосодержания и забойного давления (погрешность расчета составила менее 1%).

При построении гидродинамической модели большое внимание уделяется ее адаптации к фактическим данным истории разработки. Но даже уже адаптированная модель может давать разные результаты при прогнозировании. Связано это с различием в исходных данных модели. Одни из важнейших характеристик, которые сильно могут повлиять на результат, – это относительные фазовые проницаемости (ОФП) в системе «нефть – вода». Были проведены расчеты моделей в Tempest 7.1 с различными ОФП для нефти и воды. Одни ОФП не масштабировались вовсе, другие – только по коэффициенту вытеснения, третьи – по коэффициенту вытеснения и подвижности. Каждый из этих случаев масштабирования был просчитан на трех вариантах расположения скважин. В первом варианте все скважины вертикальные и расположены по обращенной пятиточечной системе (всего 5 вертикальных скважин): 4 добывающих вертикальных скважины расположены по краям, 1 нагнетательная – в центре. Во втором – 1 вертикальная нагнетательная скважина в центре, по краям 2 добывающие горизонтальные скважины, расположенные на разных глубинах, в разных прослоях. Оба этих прослоя наиболее высокопроницаемые из всех, что заданы в модели. Горизонтальные стволы скважин находятся в параллельных плоскостях. В третьем варианте 1 вертикальная нагнетательная скважина расположена в центре, по краям 2 добывающие горизонтальные скважины, расположенные на одной абсолютной отметке. Обе – посередине одного прослоя, который является самым высокопроницаемым в модели. Горизонтальные стволы скважин находятся в параллельных плоскостях. На основании результатов расчетов были сделаны выводы о влиянии ОФП в системе «нефть – вода» на результаты расчета модели.

Дуговая многопроходная сварка является наиболее распространенным способом изготовления конструкций нефтегазового комплекса, в т.ч. труб, соединительных деталей и монтажных стыков трубопроводов из высокопрочных сталей. В ходе многопроходной сварки превращение аустенита, формирование структуры и свойств различных зон сварного соединения происходит в условиях многоциклового нагрева и охлаждения. Известно, что многопроходная сварка имеет большой потенциал по регулированию сварочных термических циклов для получения благоприятного структурного состояния зоны термического влияния (ЗТВ) сварного соединения. Однако большинство исследований особенностей распада аустенита выполнено применительно к условиям однопроходной сварки. В данной статье представлены результаты изучения особенностей кинетики распада аустенита при многопроходной сварке и их влияние на изменение свойств ЗТВ сварных соединений из малоуглеродистой стали категории прочности К70 (Х90). Исследования проводились на специализированном оборудовании в лабораториях кафедры «Сварка и мониторинг нефтегазовых сооружений» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. По результатам проведенных исследований кинетики распада аустенита показано, что в условиях многопроходной сварки устойчивость аустенита к распаду будет снижаться при воздействии каждого последующего прохода, что будет способствовать уменьшению количества закалочных структур и изменению морфологии бейнита в околошовном участке (ОШУ) ЗТВ. Это целесообразно учитывать при определении рациональных параметров термических циклов, обеспечивающих заданный комплекс механических свойств сварных соединений.

Опасность хрупкого разрушения (ХР) является в основном проблемой резервуаров вертикальных стальных (РВС) для хранения нефтепродуктов, сваренных из низкоуглеродистой или низколегированной стали. Этим сталям присущи два кристаллографических типа излома. Границей между ними на температурной шкале служит критическая переходная температура, которая не является константой. Важную роль в ХР РВС играют остаточные сварочные напряжения, что позволяет понять причину появления ХР при внешнем напряжении ниже или значительно ниже т и его случайный характер. ХР монолитных и сварных лабораторных образцов является достоверным событием и случается только при напряжении порядка  и выше и температуре значительно ниже климатической. Оно обеспечивается потенциальной энергией, накапливаемой в системе «образец – машина». Разрушение лабораторных образцов, как показали Робертсоновские испытания, происходят в две стадии. В лабораторных условиях ХР РВС смоделировать не удается. ХР РВС – температурное явление, оно не может быть описано в терминах напряжения: опасность ХР не зависит или слабо зависит от величины напряжения. ХР – это забытая хладно- ломкость, которая в соответствии с законами физики не может быть представлена в терминах напряжения. Снижение величины внешнего напряжения с целью повышения надежности РВС относительно ХР, вероятно, не эффективно. При расследовании ХР РВС никогда не обнаруживали в месте возникновения ХР исходный дефект, похожий на трещину, с параметром длины и с признаками макропластической деформации, подрастания и утяжки – обязательными условиями применения расчетной схемы Гриффитса (пластины с разрезом). Анализ ХР РВС показал, что они обычно возникают в монтажных швах нижних поясов. Длина этих участков не превышает 1%. Сделать опасность ХР РВС ничтожной можно с помощью местной термообработки. Для сосудов и труб она известна, оборудование и нормативная документация имеются. Термообработка отдельных сварных соединений во время монтажа РВС не удлинит сроков их строительства и не отразится заметно на их стоимости.

В статье приведена методика оценки долговечности элементов котлоагрегатов на примере котлов Краснодарской ТЭЦ. Переход испарительного участка прямоточного парогенератора к перегревательному характеризуется наиболее сложными процессами гидродинамики и теплообмена. В этой зоне происходит изменение характера потока – переход от двухфазного состояния к однофазному. При этом структура двухфазного потока (по причине неустойчивости гидродинамики) претерпевает изменения: поток может иметь разную структуру. Для расчета используются результаты экспериментальных исследований температурного режима входного участка пароперегревательного канала (ППК) с предвключенным необогреваемым участком при наличии малой влажности в насыщенном паре на входе y0 = 1,3% при давлении Р = 6,9 МПа, удельных массовых расходах: w=1150 кг/м2.с и плотности теплового потока q = 0,49 МВт/м2. Движение пара в вертикально расположенном рабочем участке – восходящее. Эксперименты проводились на прямоточном пароводяном стенде, питание которого водой и паром осуществлялось от парогенератора высокого давления. Особое влияние на долговечность конструкции при колебаниях температуры оказывает коррозия. Самый надежный метод определения долговечности при пульсациях температур – ресурсные испытания в натурных условиях. Однако применительно к элементам энергооборудования этот метод практически непригоден, так как при большой стоимости испытаний их результатов пришлось бы ждать несколько лет. В настоящее время используются расчетные оценки ресурса с помощью той или иной модели или проводятся отдельные эксперименты, чаще всего носящие иллюстративный характер, при которых пульсации температур обычно создаются искусственным путем.

В настоящее время в отрасли теплоэнергетики сложилась напряженная ситуация, обусловленная, с одной стороны, дороговизной топлива (природный газ, мазут, дизельное топливо), с другой – неудовлетворительным техническим состоянием оборудования, в частности котельных установок, эксплуатируемых с низкими значениями КПД. В соответствии с этим проблема энергосбережения становится важным стратегическим направлением энергетической стратегии страны. Одним из эффективных средств экономии топлива и защиты окружающей среды является использование низкотемпературных вторичных источников тепловой энергии.