Об авторах about authors:

А.М. Ерохин, заместитель начальника управления ИТ ООО «Петровайзер, А.А. Арутюнян,

заместитель генерального директора по производству компании «Ойлпромсервис», Т.В. Лященко, руководитель отдела геологии и разработки ООО «БурСервис», Р.В. Хамидуллин, директор подразделения «Бурение и телеметрическое сопровождение» ООО «БурСервис, С.А. Якунин, ведущий инженер направления по скважинному инжинирингу ПАО «ТМК», Б.Ф. Кузичев, начальник отдела по техническим продажам OCTG нефтяным компаниям ПАО «ТМК», А.Р. Агишев, директор Дирекции по техническим продажам OCTG ПАО «ТМК»

Аннотация:

Представлены эффективные технологические решения задач по предотвращению осложнений при строительстве скважин. Показаны возможности автоматизированных систем предупреждения осложнений и аварийных ситуаций при бурении скважин. Предложены цифровые решения, обеспечивающие контроль и управление процессами строительства скважин в реальном времени, включая автоматизированный анализ данных и предупреждение нештатных ситуаций, что снижает риски и повышает эффективность проектов. Рассматриваются способы выявления зон рисков при строительстве скважин с помощью компьютерного моделирования и цифровых двойников. Показаны возможности телеметрического сопровождения для минимизации рисков при бурении. Предложен комплекс технологических решений, позволивший осуществить проводку скважин в условиях поглощений, включая катастрофические. Представлены технологические решения, направленные на снижение рисков потери целостности колонны при проведении МСГРП.

Об авторах about authors:

К.А. Шиповский 1,2, к.т.н. В.А. Капитонов 1,2, к.т.н., М.Е. Коваль 1,2, к.т.н. С.В. Богаткин1, Г.Г. Гилаев 3, д.т.н. 1 ООО «СамараНИПИнефть», г. Cамара 2 ФГБОУ ВО «Самарский государственный технический университет», г. Cамара 3 ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет», институт нефти, газа и энергетики, г. Краснодар

K.A. Shipovskiy 1,2, PhD, V.A. Kapitonov 1,2, PhD, M.E. Koval 1,2, PhD, S.V. Bogatkin1, G.G. Gilaev3, DSc 1 SamaraNIPIneft, LLC, Samara 2 Samara State Technical University, Samara 3 Kuban State Technological University, Krasnodar

Аннотация:

В статье рассматриваются несколько подходов к расчету градиентов давления поглощения бурового и тампонажного раствора при бурении и креплении скважин в процессе проектирования строительства скважин. Акцент делается на инженерном расчете по определенным формулам на основе фактических величин плотности бурового и тампонажного раствора, применяемых на конкретном месторождении. Отмечается, что источником промысловой информации являются реестры осложнений и иные отчетные документы, формируемые производственными службами бурения нефтегазодобыващих организаций. Этот подход позволяет при отсутствии результатов геомеханического моделирования и полевых тестов на утечку бурового раствора рассчитать проектные градиенты давления поглощения бурового и тампонажного раствора для повышения эффективности строительства скважин

Ключевые слова:

строительство скважины, критерии для выбора плотности бурового и тампонажного раствора, градиенты давления поглощения горной породы, давления нефтегазоводопроявлений, давления поглощений, давления гидроразрыва пластов, анализ условий возникновения поглощений при бурении скважин, расчет проектных градиентов давления поглощения бурового раствора при первичном вскрытии пласта, реестр осложнений по результатам строительства скважин

Abstract:

This article discusses several approaches to calculating absorption pressure gradients during drilling and well anchoring during well construction design. The emphasis is on engineering calculation according to certain formulas based on the actual values of the density of drilling and grouting mud used in a particular field. It is noted that the source of field information is the registers of complications and other accounting documents generated by the production services of drilling of oil and gas producing organizations. This approach allows, in the absence of results of geomechanical modeling and field leakage tests, to calculate the design pressure gradients of absorption of drilling and grouting mud to increase the efficiency of well construction.

Key words:

well construction, criteria to select the density of drilling mud and squeeze solution, pressure gradients of formation rock absorption, pressure of oil / gas / water shows, absorption pressure, pressure of hydraulic fracturing, analysis of conditions to occur the absorption cases while drilling a well, calculation of design drilling mud pressure absorption gradients at the stage of initial formation perforation, register of complications based on results of well construction

Об авторах about authors:

М.Ф. Ахметов,  А.С. Дударенко /АО «Гипровостокнефть», г. Самара/

M.F. Akhmetov, A.S. Dudarenko /Giprovostokneft JSC, Samara/

Аннотация:

В статье представлены результаты работ, направленных на сокращение времени бурения интервала под техническую колонну, сопровождающегося посадками и затяжками бурильного инструмента, на объектах ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Описан ход исследований образцов пород, отобранных в проблемных интервалах, приведены результаты исследования ингибирующей способности буровых растворов разных рецептур. С учетом полученных результатов проведены опытнопромышленные работы на скважине № 1115 СевероХоседаюского месторождения, доказана эффективность разработанных решений.

Ключевые слова:

строительство скважин, бурение интервала под техническую колонну, Северо -Хоседаюское месторождение, посадки и затяжки бурильного инструмента, добавки ингибиторов в буровой раствор, улучшение ингибирующей способности бурового раствора, подбор рецептуры бурового раствора, совершенствование рецептуры полиакриламидного раствора, оптимальный режим спуско-подъемных операций, метод определения концентрации полиакриламида в буровом растворе, система бурового раствора для бурения под техническую колонну

Abstract:

The authors of the paper present the results of operations conducted at the object of "SC-RUSVIETPETRO" LLC and aimed at reducing the time of drilling the interval for technical column, accompanied by drill tool dragdown and drag force. The authors also describe the course of rock sample studies, selected in challenging intervals as well as the study results of drilling fluid inhibitory ability of various compositions. Basing upon the results obtained, the authors have conducted pilot test operations at well #1115 of SeveroKhosedayuskoye field and prove the efficiency of the designed solutions.

Key words:

construction of wells, drilling of the interval for technical column, Severo - Khosedayuskoye field, drag-down and drag force of drilling tools, add of inhibitors to drilling mud, improvement the drilling mud inhibitory ability, selection of drilling mud recipe, improvement of polyacrylamide solution recipe, optimal RIH and ROH mode of operations, method to determine the concentration of polyacrylamide in drilling mud, drilling mud system to drill technical column

Об авторах about authors:

Р.Р. Рахматуллин1, Р.Р. Хузин2, д.т.н., доцент, Л.Б. Хузина3, д.т.н., доцент, В.Е. Андреев4, д.т.н, проф, 1 ООО «Центр тампонажного и растворного сервиса», г. Нурлат 2 ООО «Карбон-Ойл», г. Альметьевск 4 Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск 4 Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа

Аннотация:

В статье рассмотрены осложнения, с которыми можно столкнуться во время спуска и цементирования обсадных колонн в верхнем интервале ствола скважины: поглощение промывочной жидкости или тампонажного раствора, разрушения и обвалы не - устойчивых пород, сокращение ствола скважины и образование впадин. Представлена новая разработка – шаровой кран двухотводный, который устанавливается между ведущей бурильной трубой и обсадной колонной (направлением и кондуктором). Предлагаемая разработка дает возможность произвести цементирование скважины и осуществить промывку, не выполняя специальной спуско-подъемной операции, а также обеспечивает беспрерывную подачу продавочной жидкости в скважину.

Ключевые слова:

строительство скважин, обвалы и осыпания стенок скважин, осложнения в процессе спуска обсадных колонн, Аканское месторождение, посадка обсадной колонны, строительство наклонно направленных и горизонтальных скважин, шаровой кран двухотводный, цементирование скважины, уменьшение стоимости скважин

Abstract:

The article discusses the complications that can be encountered during running and cementing casing strings in the upper interval of the wellbore: absorption of drilling fluid or cement slurry, destruction and collapse of unstable rocks, shortening of the wellbore and the formation of depressions. A new development is presented – a two-way ball valve, which is installed between the leading drill pipe and the casing (direction and technical string). The proposed development makes it possible to cement the well and carry out flushing without performing a special tripping operation, and also ensures a continuous supply of displacement fluid into the well

Key words:

construction of wells, collapses and shedding of well walls, complications in the process of lowering casing strings, Akanskoye field, casing string landing, construction of directional and horizontal wells, double-outlet ball valve, well cementing, well cost reduction

Об авторах about authors:

Ф.Ф. Ахмадишин, к.т.н., Этот e-mail адрес защищен от спам-ботов, для его просмотра у Вас должен быть включен Javascript А.С. Ягафаров, к.т.н. Г.С. Абдрахманов, д.т.н., Д.В. Максимов /Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, г. Альметьевск/ В.Г. Подножкин, Этот e-mail адрес защищен от спам-ботов, для его просмотра у Вас должен быть включен Javascript /ООО «Перекрыватель», г. Азнакаево/

F.F. Akhmadishin, PhD, A.S. Yagafarov, PhD, G.S. Abdrakhmanov, DSc, D.V. Maxsimov, /TatNIPIneft Institute, Tatneft PJSC named after V.D. Shashin, Almetyevsk/ V.G. Podnozhkin /Perekryvatel LLC, Aznakaevo/

Аннотация:

Подняты проблемы, связанные с осыпями, обвалами стенок скважины, поглощениями бурового раствора. В качестве способа решения обозначенных проблем предложена новая эффективная технология бурения с использованием обсадных расширяемых труб. Представлен комплекс оборудования, разработанный для реализации технологии. Описаны результаты применения опытного оборудования для локального крепления скважин ОЛКСБ-220,7У. Применение расширяемых обсадных труб для изоляции зоны поглощения позволило провести цементирование эксплуатационной колонны в одну ступень без использования муфты ступенчатого цементирования с подъемом тампонажного раствора до устья.

Ключевые слова:

бурение толщи неустойчивых аргиллитов, осыпи и обвалы стенок скважины, метод повторного бурения, технология бурения с использованием обсадных расширяемых труб, оборудование для локального крепления скважины, комплекс оборудования ОЛКСБ-220,7У, долото PDC разбуриваемого типа, поглощение бурового раствора, полимеркарбонатный буровой раствор, расширяемые обсадные трубы для изоляции зоны поглощения

Abstract:

The authors of the paper discuss the problems related to bore-hole caving and bridge-over as well as mud loss cases. A new efficient drilling technology using expandable casing pipes has been proposed as a way to resolve these problems. The authors illustrate the principle of its operation and present the set of equipment designed to implement this technology. The paper also contains the results of OLKSB-220.7U pilot equipment tests to perform local well casing. The use of expandable casing pipes to isolate the absorption zone made it possible to perform production column cementing in a form of single-stage operation without the application of stage-bystage cementing coupling with the injection of squeeze composition to well-head.

Key words:

drilling of unstable mudstone formations, caving, bore-hole bridge-over, method of well re-drilling, drilling technology with the use of casing expandable pipes, equipment for local well casing. OLKSB-220.7U equipment set, PDC drillout bit, absorption of drilling mud, polymer-carbonate drilling mud, expandable casing pipes to isolate mud loss zone

Об авторах about authors:

Ю.А. Демлер 1, Ф.Н. Глушаненко 1, А.С. Сусоев 2, 3, Д.Ф. Ганиев 4

1 АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания», г. Красноярск 2 ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара 3 ФГБОУ ВО «Самарский государственный технический университет», г. Самара 4 ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз», г. Красноярск

Yu.A. Demler 1, F.N. Glushanenko 1, A.S. Susoev 2,3, D.F. Ganiev4 1 East Siberian Oil and Gas Company JSC, Krasnoyarsk 2 SamaraNIPIneft LLC, Samara 3 Samara State Technical University FGBOU VO, Samara 4 Slavneft-Krasnoyarskneftegas LLC, Krasnoyarsk

Аннотация:

Рассматривается проблема обеспечения противофонтанной без опасности при строительстве скважин в условиях катастрофического поглощения жидкости, закачиваемой в пласт со вскрытой газовой шапкой. Предложено решение, позволившее обеспечить противофонтанную безопасность при строительстве скважин, – применение колонного изоляционного клапана, который дает возможность изолировать ствол скважины от продуктивной зоны. Показаны преимущества данного оборудования. Приведены данные расчета экономического эффекта, полученного от внедрения клапана. Показаны результаты установки колонного изоляционного клапана в скважину при бурении ее горизонтального участка.

Ключевые слова:

обеспечение противофонтанной безопасности при строительстве скважин; катастрофическое поглощение жидкости, закачиваемой в пласт со вскрытой газовой шапкой; изоляция ствола скважины от продуктивной зоны; противовыбросовое оборудование; оборудование для бурения с регулируемым давлением; колонный изоляционный клапан; снижение рисков неконтролируемого газонефтеводопроявления (ГНВП), установка колонного изоляционного клапана в скважину при бурении горизонтального участка скважины

Abstract:

The authors of the paper discuss the problem of ensuring BOP safety during the stage of well construction in conditions of catastrophic drill fluid absorption injected into formation that have penetrated gas cap and propose the solution that made it possible to ensure BOP safety during the stage of well construction, i.e. the use of a column isolating valve, which makes it possible to isolate the well-bore from productive zone. The paper informs on the advantages of this equipment and provides the data on the evaluation of economic effect being the application result of this valve. The authors illustrate the results related to the installation of this column isolating valve into a well during the stage of drilling the horizontal well-bore section.

Key words:

ensuring BOP safety during the stage of well construction, catastrophic absorption of drilling fluid injected into a reservoir with the penetrated gas cap, isolation of well-bore from productive zone, BOP equipment, equipment for controlled pressure drilling, column isolating valve, reducing the risks of uncontrolled gas/oil and water shows (GOWS), installation of column isolation valve into a well while drilling the section of horizontal well

Об авторах about authors:

А.С. Тихонов, /ООО «РН-Ванкор», г. Красноярск/ А.Д. Солодкин, Л.К. Давыдов, /АО «ТомскНИПИнефть», г. Томск/

A.S. Tikhonov /RN-Vankor LLC, Krasnoyarsk/ A.D. Solodkin, L.K. Davydov /TomskNIPIneft JSC, Tomsk/

Аннотация:

В работе проведен анализ зависимости величины радиуса растепления многолетнемерзлых пород в приустьевой зоне от таких параметров конструкции скважины, как внешний диаметр объекта, значения толщин стенок обсадных колонн, от наличия потайной колонны, применения цементов с низким коэффициентом теплопроводности, включения в конструкцию скважины термокейса и термоНКТ. Рассмотрены также комбинированные варианты. Анализ проводился на основе прогнозных теплотехнических моделей, построенных с помощью программного комплекса Frost 3D.

Ключевые слова:

многолетнемерзлые породы (ММП), растепление многолетнемерзлых пород, радиус растепления скважины, конструкция скважины в ММП, программный комплекс Frost 3D, расстояние между скважинами, коэффициент теплопередачи конструкции скважины

Abstract:

The authors of the paper analyze the dependence of permafrost formation thawing radius effect in the area of X-tree upon such well design parameters as external diameter of the object, values of casing column wall thicknesses, presence of tie-back column, application of cements with low thermal conductivity factor, the inclusion of thermo-case and thermo-tubing into well design. The authors also consider the combination options. The analysis was carried out basing upon the predictive thermal technical models built through the use of Frost 3D software package

Key words:

permafrost formations (PF), thawing of permafrost formations, well thawing radius, well design in PF conditions, Frost 3D software package, well-to-well distance, heat transfer factor in well design

Об авторах about authors:

М.Е. Коваль, к.т.н., В.А. Капитонов, к.т.н. /ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара, ФГБОУ ВО «Самарский государственный технический университет», г. Самара/

M.E. Koval, PhD, V.A. Kapitonov, PhD /SamaraNIPIneft LLC, Samara, Samara State Technical University FGBOU VO, Samara/

Аннотация:

Рассмотрены новые буровые и тампонажные растворы, разработанные для борьбы с осложнениями, возникающими при строительстве скважин. Приведено описание нового высокоингибированного эмульсионного бурового раствора, предназначенного для обеспечения стабильности ствола скважины в зонах неустойчивых пород. Рассмотрена новая консолидирующая бриджсистема бурового раствора HimBRIDGE, в интервалах с несовместимыми условиями бурения. Показана эффективность применения бурового раствора, содержащего полиаминный биополимер, при вскрытии неустойчивых пород. Рассказывается о возможностях и преимуществах применения материала «Полиизолит» для ликвидации негерметичности обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. Представленные в статье решения способствуют минимизации рисков возникновения осложнений и аварий при строительстве скважин.

Ключевые слова:

буровые растворы, тампонажные растворы, обеспечение стабильности ствола скважины в зонах неустойчивых пород, высокоингибированный эмульсионный буровой раствор (ВИЭБР), химическое укрепление стенок скважины путем установки силикатно- натриевых ванн, бридж-система бурового раствора HimBRIDGE, реагент для буровых растворов на основе гуминовых кислот, буровой раствор на основе полиаминного биополимера, ликвидация негерметичности обсадных колонн нефтяных и газовых скважин, полимерный изолирующий материал «Полиизолит»

Abstract:

The authors of the paper consider new drilling and squeeze solutions designed to control the drilling complications arising at the stage of well construction and present the description of new highly-inhibited emulsified drilling mud, that will ensure well-bore stability in areas of unstable formation rocks. The paper contains the description of a new consolidating drilling mud bridge system (HimBRIDGE), designed for wells in the intervals incompatible with drilling conditions. The authors also illustrate the efficiency of applying drilling mud that contains polyamine biopolymer while penetrating through the formations with unstable rocks. Moreover, the paper informs on the possibilities and advantages in applying "Polyisolite" material to eliminate the casing leaks in oil and gas wells. The solutions presented in the paper will help to minimize the complication/accident risks during the stages of well construction

Key words:

drilling fluids, squeeze solutions, ensuring well-bore stability in zones with unstable formation rock, highly-inhibited emulsion drilling mud (HIEDM), chemical strengthening of bore-hole walls by arranging sodium silicate baths, "HimBRIDGE" drilling mud bridging system, reagent for drilling fluids based on humic acids, drilling mud based on polyamine bio-polymer, control of casing leakages of oil and gas wells, "Polyisolite" polymer isolating material

Об авторах about authors:

С.В. Алешкин 1, Р.Р. Зарипов 1, к.т.н., К.Ю. Корнева 2 А.Н. Ильин 3, Н.М. Пивоваров 4,

1 ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр», г. Ижевск 2 ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова, г. Ижевск 3 ЗАО «Удмуртнефть-Бурение», г. Ижевск 4 ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет», г. Ижевск

S.V. Aleshkin 1, R.R. Zaripov 1, PhD, K.Y. Korneva 2, A.N. Ilyin 3, N.M. Pivovarov 4

1 Izhevsk Petroleum Research Center JSС, Izhevsk 2 Udmurtneft PJSC, named after V.I. Kudinov, Izhevsk 3 Udmurtneft-Drilling JSС, Izhevsk 4 Udmurt State University" FGBOU VO, Izhevsk

Аннотация:

В статье представлены результаты разработки лабораторными методами рецептур минерализованного бурового раствора на водной основе с использованием альтернативного структурообразователя, произведенного в России, – жидкого вязкоупругого поверхностно-активного вещества (ВУПАВ).

Ключевые слова:

биополимерные буровые растворы на водной основе, ксантановый биополимер, импортозамещение структурообразователя бурового раствора, вязкоупругие поверхностно-активные вещества (ВУПАВ), буровой раствор на основе структурообразователя ВУПАВ, утяжеленный буровой раствор, ингибирующие свойства бурового раствора, реологические и фильтрационные свойства бурового раствора

Abstract:

The Paper presents the laboratory development results related to the recipe of mineralized water–based drilling that uses alternative alternative stucturant produced in Russia – liquid viscous-elastic surfactant (VES).

Key words:

water-based bio-polymer drilling fluids, Xanthan bio-polymer, import substituting of the drilling mud structure-forming agent, viscous-elastic surfactants (VES), drilling mud at the basis of VES structure-forming agent, weighted drilling mud, inhibitory properties of drilling mud, drilling mud rheological and filtration properties

Об авторах about authors:

Н.Е. Мячина, С.И. Смирнов, М.И. Ильин, к.т.н., С.В. Крюков, к.х.н. /ЗАО «Полицелл», г. Владимир

N.E. Myachina, S.I. Smirnov, M.I. Ilyin, PhD, S.V. Kryukov, PhD /Polycell CJSC, Vladimir/

Аннотация:

Представлены данные о разработанных и выпускаемых в промышленных масштабах модифицированных крахмальных реагентах ЗАО «Полицелл», предназначенных для нефте- и газодобывающей отраслей промышленности и не наносящих ущерба окружающей среде. Приведены условная классификация крахмальных реагентов, их технические характеристики, свойства, результаты испытаний. Показаны задачи, решаемые с помощью модифицированных крахмальных реагентов различных марок.

Ключевые слова:

бурение нефтяных и газовых скважин, буровой раствор, реагенты на основе крахмала в бурении, карбоксиметилированный крахмал марки КМК-БУР, реагент КМК-БУР1 НА, набухающие крахмалы «Полицелл ФКР», экструзионные крахмалы, минерализованные глинистые буровые растворы, буровые растворы на основе реагентов «Полицелл МЭК»

Abstract:

The authors of the paper present the data on modified starch reagents designed and produced by "Polycell" CJSC on a commercial basis. These reagents should be used in oil and gas production industries and not causing damage to the environment. The paper informs on the conditional classification of starch reagents, their technical specifications, properties and test results and illustrates the problems that are resolved with the help of modified starch reagents of various brands.

Key words:

drilling of oil and gas wells, drilling mud, starch-based reagents for drilling, carboxymethyled starch of CMC-BUR brand, CMCBUR1 NA reagent, "Polycell FKR" swelling starches, extrusion starches, mineralized clay drilling fluids, drilling fluids at the basis of "Polycell MEK" reagents

Об авторах about authors:

М.Е. Коваль 1, 2, к.т.н., Е.В. Бембак 3,

1 ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара , 2 ФГБОУ ВО «Самарский государственный технический университет», г. Самара, 3 ООО «РН-ЦЭПиТР», г. Тюмень

Аннотация:

Рассматриваются вопросы, связанные с эффективностью работы систем очистки буровых растворов. Показаны способы управления эффективностью системы очистки растворов. Рассказывается о разработке единой формы сбора данных для оценки эффективности системы очистки, а также регламентирующего документа, содержащего требования, соблюдение которых обеспечивает работу системы очистки на высоком уровне. Представлен практический опыт компании «СТЕП Ойлтулз», которая более десяти лет профессионально занимается организацией очистки буровых растворов. Показано, что от качества очистки циркулирующего раствора напрямую зависит качество и безопасность бурения.

Ключевые слова:

строительство скважин, очистка буровых растворов, оборудование для очистки бурового раствора, управление эффективностью системы очистки буровых растворов, технические регламенты на оборудование систем очистки буровых растворов, проверка ситовых панелей с применением комплекта калибровочных сит, технический аудит системы очистки бурового раствора

Abstract:

The authors of the paper consider the issues related to the efficiency of drilling mud cleaning systems and illustrate the methods to control the efficiency of drilling solution treatment system. The paper informs on the designing of unified data pick-up form to evaluate the efficiency of fluid treatment system, as well as on the regulatory document with the requirements that ensure the operation of treatment system at a high level. The authors also present the practical experience of "STEP OilTools" Co., that has been professionally engaged in designing drilling mud treatment procedures for more than ten years and illustrate the fact that the quality and safety of drilling depends direct;y on the quality of circulating fluid treatment.

Key words:

well construction, treatment of drilling mud, drilling mud treatment equipment, efficiency management over the operation of drilling mud treatment system, technical regulations for the systems with drilling mud treatment equipment, inspection of sieve panels using a set of calibration sieves, technical audit of drilling mud treatment system

Об авторах about authors:

А.Ю. Корякин, к.т.н., Т.В. Сопнев, О.А. Молчанов, А.А. Юнусов, М.Ю. Сафронов,  /ООО «Газпром добыча Уренгой», г. Новый Уренгой/

A.Y. Koryakin, PhD, T.V. Sopnev, O.A. Molchanov, A.A. Yunusov, M.Y. Safronov /Gazprom Dobycha Urengoy LLC, Novy Urengoy/

Аннотация:

Поднята проблема обводнения скважин. В качестве одного из основных мероприятий по поддержанию уровней добычи при минимальных потерях пластовой энергии и максимальной отсрочке прорыва воды к забоям эксплуатационных скважин рассматривается способ восстановления скважин методом зарезки субгоризонтальных боковых стволов. Рассмотрена целесообразность увеличения длины субгоризонтального окончания до 1000 метров. Описан алгоритм принятия решений об увеличении длины субгоризонтального окончания до значений более 400 метров, основанный на технических расчетах эффективности удлинения скважины в зависимости от геологических условий. Результаты многовариантных расчетов представлены в виде матрицы, позволяющей оперативно контролировать достижение прогнозируемого продуктивного потенциала скважины в процессе ее строительства. На основании результатов проведенных расчетов пробурены 30 скважин с субгоризонтальным окончанием большой протяженности. Полученные результаты подтверждают эффективность строительства субгоризонтальных скважин протяженностью до 1000 метров для условий сеноманских залежей.

Ключевые слова:

Уренгойское НГКМ, наклонно направленные скважины, сеноманская залежь, обводнение скважин, зарезка боковых субгоризонтальных стволов, восстановление скважин методом зарезки боковых субгоризонтальных стволов, скважины с субгоризонтальными окончаниями, целесо образность увеличения длины субгоризонтального окончания скважины, алгоритм принятия решений об увеличении длины субгоризонтального окончания скважины, строительство субгоризонтальных скважин протяженностью до 1000 метров для условий сеноманских залежей, выбор эффективной длины горизонтальной части скважины

Abstract:

The authors of the paper discuss the problem of well water-cutting and consider a method to restore the wells by making sub-horizontal sidetracks as one of the main measures to maintain production levels with minimum losses in formation energy and maximum delaying in water breakthrough to production well bottom-hole zones. The authors also consider the expediency in increasing the length of sub-horizontal well completion up to 1000 meters. They also present an algorithm of decision-making to increase the length of sub-horizontal well completion that exceed 400 meters, as based on technical calculations in increasing the efficiency of well extension, thus depending on geological conditions. The results of multi-optional calculations are presented in a form of matrix that allows to monitor quickly the achievement of predicted productive well potential during the process of well construction. Basing upon the calculation results, 30 wells having extended sub-horizontal well completion were drilled. The results obtained confirm the efficiency of up to 1000 m sub horizontal well construction in conditions of Cenomanian formations.

Key words:

Urengoy oil/gas condensate field (OGCF), inclined-deviated wells, Cenomanian formations, well water-cutting, side-tracking in sub-horizontal bore-holes, restoration of wells by making side tracks in sub-horizontal bore-holes, wells with sub-horizontal completion, expediency in increasing the length of sub-horizontal well completion, decision-making algorithm to increase the length of sub-horizontal well completion, construction of sub-horizontal wells with the borehole of up to 1000 meters long, selection of effective length in horizontal well-bore section

Об авторах about authors:

А.А. Облецов, /АО «НК «Нефтиса», г. Москва/ М.Ю. Данько, Е.А. Симаков, М.А. Меркель, Р.Б. Аубакиров /ООО «ТИНГ», г. Тюмень/

A.A. Obletsov /OC Neftisa JSC, Moscow/ M.Yu. Danko, E.A. Simakov, M.A. Merkel, R.B. Aubakirov /TING LLC, Tyumen/

Аннотация:

Современные возможности получения и передачи информации о состоянии глубинного насосного оборудования на месторождениях углеводородов позволяют реализовывать новые методики в области управления, основанные на алгоритмах искусственного интеллекта. Применение больших данных дает возможность прогнозировать отказы насосного оборудования и принимать превентивные меры до возникновения аварийной ситуации. Это приводит к минимизации времени простоя скважины и повышению рентабельности разработки месторождения. В целом по России ежегодно происходит более 50 000 отказов глубинного насосного оборудования, что влечет за собой значительные финансовые потери нефтедобывающих компаний и увеличение времени простоя скважин. В статье приводятся результаты апробации алгоритмов предиктивной аналитики отказов насосного оборудования, реализованных в программном обеспечении «АТЛАС – Диспетчер скважин».

Ключевые слова:

механизированная добыча нефти, глубинное насосное оборудование (ГНО), штанговый глубинный насос (ШГН), электроприводный центробежный насос (ЭЦН), отказы глубинного насосного оборудования, контроль и управление ГНО, выявление предаварийного режима работы скважины, алгоритмы машинного обучения, расчетное ядро для предсказания отказов ШГН, осложнения при работе ШГН, предиктивная аналитика отказов ЭЦН, ПО «АТЛАС – Диспетчер скважин», предиктивная аналитика состояния ГНО, нейросетевые технологии управления добычей, оптимизация системы заводнения с помощью алгоритмов искусственного интеллекта, оптимальные режимы эксплуатации нагнетательных скважин, выявление осложнений при эксплуатации ГНО, реализация проекта интеллектуального месторождения

Abstract:

Modern capabilities for obtaining and transmitting information about the state of deep pumping equipment at oil fields allow the implementation of new management techniques based on artificial intelligence. One of the possibilities of implementing Big Data is forecasting failures of pumping equipment, which makes it possible to take preventive measures even before an emergency situation occurs. This leads to minimizing the downtime of the well and increasing the profitability of development. In general, more than 50,000 failures of deep pumping equipment occur annually in Russia. This paper presents the results of testing algorithms for predictive failure analysis of pumping equipment implemented in the software «ATLAS – Well Manager».

Key words:

artificial oil lift, down-hole pumping equipment (DPE), down-hole sucker rod pump (DSRP), electric centrifugal pump (ECP), failures of down-hole pumping equipment, monitoring and control over DPE, identification of pre-emergency well operation mode, machine learning algorithms, computerized base to predict DSRP failures, complications in course of DSRP operation, predictive analytics for ESP failures, "ATLAS – Well Manager" software, predictive analytics of DPE status, neural processes in production control, optimization of flooding system with the use of artificial intelligence algorithms, optimal modes of injection well operation, identification of complications in course of DPE operation, implementation of smart field pro

Об авторах about authors:

Н.М. Блажнов, /ФГБОУ ВО «Самарский национальный исследовательский университет им. академика С.П. Королева», г. Самара/ А.С. Харчев, М.С. Рыхлевская, к.т.н., А.О. Казакова, /ООО Научно-исследовательское производственное предприятие «Вальма», г. Самара/

N.M. Blazhnov /"Academician S.P. Korolev Samara National Research University" FGBOU VO, Samara/ A.S. Kharchev, M.S. Rykhlevskaya, PhD, A.O. Kazakova /"Valma LLC" Scientific and Research Industrial Company, Samara/

Аннотация:

Статья посвящена анализу методов лабораторного контроля стойкости к сульфидному растрескиванию под напряжением (SSC) металла насосно-компрессорных труб (НКТ). Описаны четыре стандартных метода испытаний, принятых в ANSI/NACE TM 0177- 2016, сферы их применения и ограничения. Особое внимание уделено методу D – стандартному испытанию двухконсольной балки (DCB), которое позволяет оценить сопротивление металла к распространению трещин SSC. Метод D характеризуется способностью давать численное выражение сопротивления распространению трещин через коэффициент интенсивности напряжений KISSC, вне зависимости от состояния образцов после испытания. Рассмотрены физический смысл, значение коэффициента KISSC и его роль в определении максимальной нагрузки материалов НКТ. С целью оценки эквивалентности результатов испытаний методом D были проведены исследования трещиностойкости образцов (с различной толщиной) насосно-компрессорных труб групп прочности С90 из сталей 18ХМФБ и 30ХГМА-1. Показаны существенные различия в значениях коэффициента KISSC, определенного в процессе испытаний на образцах разных размеров. Установлено, что испытания на образцах уменьшенной толщины не позволяют объективно оценить стойкость материала НКТ к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением. Предложен подход к оценке трещиностойкости насосно -компрессорных труб с малой (менее 10 мм) толщиной стенки.

Ключевые слова:

коррозионное разрушение металла труб; воздействие H2S-содержащей среды на нефтегазодобывающее оборудование; насосно -компрессорные трубы, стойкие к сероводородной агрессии; стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением (СКРН) металла труб; Stress Corrosion Cracking (SSC); лабораторные испытания ДКБ-образцов на стойкость к СКРН; методы испытания на стойкость к SSC углеродистых и низколегированных сталей; методы оценки стойкости к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением изготовителями трубной продукции

Abstract:

The authors of the paper consider the analysis of lab control methods in the area of resistance to sulfide stress cracking (SSC) in tubular good. The paper contains the description of four standard test methods adopted by ANSI/NACE TM 0177- 2016, their application and restriction areas. Specific attention is paid to "D" method i.e. Standard double–console beam (DCB) test, which allows to evaluate the resistance of metal against spreading of SSC cracks. "D" method is characterized by the ability to present the numerical expression of crack propagation resistance versus KISSC stress intensity factor, regardless the condition of samples after their test. The authors also consider physical meaning, the value of KISSC factor and its role in defining the maximum load on tubing materials. In order to assess the equivalence of test results by "D" method the authors have conducted crack resistance studies of tubing samples (with different thicknesses) included into C90 strength groups made from 18HMFB and 30HGMA-1 types of steel. They have also illustrated significant differences in KISSC factor determined while testing the samples of different sizes. It was found that tests of samples with reduced thickness do not allow to make objective assessment of tubing material resistance against sulfide stress corrosion cracking. The authors also propose the approach towards the assessment of tubing crack resistance having small value (less than 10 mm) of wall thickness.

Key words:

corrosive destruction of pipe metal, effect of H2S containing medium upon oil and gas production equipment, tubing that resist hydrogen sulfide impact, resistance of pipe metal against sulfide stress corrosion cracking (SSCC), Stress Corrosion Cracking (SSC), lab tests of DCB samples and their resistance against SSC, test methods for SSC resistance with carbon and low-alloy steel, methods to evaluate resistance against sulfide stress corrosion cracking used by manufacturers of tubular goods

Об авторах about authors:

Л.П. Семихина 1,2, д.ф.-м. н., доцент, И.В. Ковалева 2,3, Е.А. Антипова 1, Н.Н. Евсеева 1, С.В. Штыков 1, к.т.н., Д.В. Семихин 2, к.ф.-м.н., доцент

1 ООО «НПП «Макромер» им. В С. Лебедева», г. Владимир  2 Тюменский государственный университет, г. Тюмень,  3 Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

L.P. Semikhina 1,2, DSc, Associate Prof. I.V. Kovaleva 2,3, E.A. Antipova1, N.N. Evseeva 1 S.V. Shtykov1, PhD, D.V. Semikhin 2, PhD, Associate Prof. 1 NPP Macromer LLC, named after V.S. Lebedev, Vladimir 2 Tyumen State University, Tyumen 3 Tyumen Industrial University, Tyumen

Аннотация:

В статье рассматривается возможность создания на основе химических соединений российского производства высокоэффективных нефтепромысловых реагентов с комплексным действием (CER – Complex Effect Reagents), которые обладают свойствами деэмульгаторов (ДЭ) и ингибиторов коррозии (ИК) углеродистых сталей одновременно. Целью работы, описанной в статье, является обоснование возможности разработки высокоэффективных CER со свойствами ИК и ДЭ на основе индивидуальных химических соединений российского производства. Полученные результаты исследований разработанных образцов CER подтвердили, что реагенты CER действительно являются реагентами комплексного действия, проявляющими свойства как ингибитора коррозии, так и деэмульгатора, причем характеристики CER находятся на уровне лучших ИК и ДЭ, что позволит кратно снизить затраты на нефтепромысловые реагенты

Ключевые слова:

заводнение пластов, образование водонефтяных эмульсий, защита оборудования от коррозионного разрушения, деэмульгаторы (ДЭ), ингибиторы коррозии (ИК), реагенты комплексного действия со свойствами деэмульгаторов и ингибиторов коррозии, Complex Effect Reagents (CER), деэмульгатор марки «Реапон Д», ДЭ Лапрол 6003-2-25Д, неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ) в составе CER

Abstract:

The authors of the paper consider the possibility to create highly effective oilfield reagents with complex effect (CER – Complex Effect Reagents) based on Russian chemical compositions, which have the properties of demulsifiers (DE) and corrosion inhibitors (CI) with carbon steels, simultaneously. The purpose of this paper is to substantiate the possibility of developing highly effective CERs with the properties of CI and DE based on individual Russian chemical compounds. The results of the studies with the CER designed samples have confirmed that CER reagents do have real effect, that possess the properties of corrosion inhibitor and the demulsifier, and the characteristics of CER are at the level of the best CI and DE, that will significantly reduce the cost of oilfield reagents.

Key words:

reservoir flooding, formation of oil-water emulsions, protection of equipment from corrosion damage, demulsifiers (DE), corrosion inhibitors (CI), complex active reagents with properties of demulsifiers and corrosion inhibitors, Complex Effect Reagents (CER), "Reapon D" type of demulsifier, "Laprol" 6003-2-25D demulsifier, non-ionic surfactances in CER composition

Об авторах about authors:

А.С. Назмутдинов, /ООО «ТНГ-АлГИС», г. Альметьевск/

A.S. Nazmutdinov /TNG-ALGIS LLC, Almetyevsk/

Аннотация:

Рассматриваются вопросы, связанные с возникновением осложнений в скважине и технически грамотным сопровождением работ по их ликвидации. Представлен опыт применения метода идентификации осложнений в скважине с помощью видеокаротажа. Описано оборудование для проведения видеокаротажа с целью исследования технического состояния скважин и идентификации осложнений. Показаны решаемые с помощью видеокаротажа задачи и представлены результаты его практического применения. Показано, что проведение геофизических исследований с помощью скважинной видеокамеры дает возможность значительно снизить стоимость работ по ликвидации последствий аварий в скважинах, при этом видеокаротаж – единственный метод, позволяющий дать однозначное заключение.

Ключевые слова:

ликвидация осложнений в скважине, ликвидация аварий при бурении и капитальном ремонте скважин, идентификация вида осложнения в скважине, видеокаротаж, исследования технического состояния скважин, скважинная видеокамера СВК «Циклоп», исследование скважин методом видеокаротажа, определение места нарушения герметичности эксплуатационной колонны, технология исследования скважин видеокамерой с одновременной промывкой скважины, метод идентификации вида осложнения в скважине

Abstract:

The author of the paper considers the issues related to the occurrence of complications in a well and technically competent support of the operations to eliminate them and presents the experience of applying the method to identify complications in a well using video surveillance (logging). The paper also contains the description of the equipment to perform video surveillance (logging) so as to study technical status of wells and to identify complications in them. The author presents the issues resolved with the help of video logging as well as the results of its practical application. It is also illustrated that the performance of geophysical surveys with the use of down-hole video camera makes it possible to reduce significantly the cost of operations to eliminate the consequences of well failures. Moreover, video surveillance is the only method that allows you to provide the unambiguous conclusion.

Key words:

elimination of well complications, elimination of well failures at the stages of drilling and work-over, identification of well complication type, video surveillance (logging), studies of well technical status, "Cyclops" down-hole video camera, well survey by video surveillance, determining the location of production column leakage, technology of well survey with the use of video camera with simultaneous application of well flushing process, method to identify the type of well complication

Об авторах about authors:

Д.А. Быков 1, Д.Л. Целищев 1, М.В. Лавриненко 1, А.И. Григорьев 1,3, Е.С. Ширяев 2,3

1 АО «Самаранефтегаз», г. Самара, 2 ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара, 3 ФГБОУ ВО «СамГТУ», г. Самара

D.A. Bykov 1 , D.L. Tselischev 1,  M.V. Lavrinenko 1, A.I. Grigoriev 1,3, E.S. Shiryaev 2,3

1 Samaraneftegas JSC, Samara,  2 SamaraNIPIneft LLC, Samara,  3 SamGTU FGBOU VO, Samara

Аннотация:

В статье рассмотрена проблема рубки каротажного кабеля в случае возникновения газонефтеводопроявлений при проведении геофизических исследований скважин. Рассказывается о применении гидравлического устройства резки каротажного кабеля (ГУРК), предназначенного для экстренной резки стальных канатов, тросов и кабелей из углеродистой и нержавеющей стали в аварийных ситуациях, возникающих на скважине при проведении геофизических исследований. Приведены технические характеристики и схема устройства. Показан принцип работы гидравлического устройства резки каротажного кабеля. Рассмотрены меры безопасности при эксплуатации ГУРК.

Ключевые слова:

газонефтеводопроявления (ГНВП) в процессе строительства скважин, геофизические исследования скважин (ГИС) на кабеле, герметизация устья скважины, рубка каротажного кабеля на роторной площадке, гидравлическое устройство резки каротажного кабеля (ГУРК)

Abstract:

The authors of the paper consider the problem of logging cable cutting in the event of gas/oil/ water show during geophysical well survey operations. The paper contains the description of hydraulic logging cable cutting tool (HLCCT) designed for emergency cutting of steel ropes, wire-line and cables made of carbon and stainless steel in emergency situations arising at the stage of well geophysical studies. The paper also contains the specifications and the structure of this tool as well as the operations principles of this hydraulic logging cable cutting tool. The authors consider the safety measures during the operation of HLCCT

Key words:

gas/oil/water show (GOWS) at the stage of well construction process, geophysical wire-line well surveys (GWS), sealing of wellhead, logging cable cutting at a rotary site, hydraulic logging cable cutting tool (HLCCT)