CC BY
27
парка станков-качалок, демонтируемых со скважин, находящихся в длительном бездействии или в консервации.
В ПАО «Татнефть» накоплен значительный и положительный опыт, который успешно применяется как при конструировании, монтаже, обслуживании, так и эксплуатации цепных приводов.
• разработаны критерии и методика подбора объектов под внедрение цепного привода.Здесь необходимо отметить, что для корректного подбора цепного привода и надёжной его работы в дальнейшем, большое значение приобретает качество и достоверность предоставляемых геолого-технических данных по внедряемому объекту;
• определены области наиболее эффективного применения цепных приводов;
• на основании мониторинга работы цепных приводов проводится модернизация их узлов, с целью повышения надёжности их дальнейшей эксплуатации. В настоящее время постоянно ведётся работа по доработке и устранению всех конструктивных недостатков, которые были выявлены на цепных приводах «первых» выпусков;
• разработаны нормативные и регламентные документы на проведение сервисных работ по монтажу, обслуживанию и эксплуатации цепных приводов.
География эксплуатации и сервис
До конца 2015 года на месторождениях ПАО «Татнефть» запланировано внедрение 217 цепных приводов.
Кроме объектов ПАО «Татнефть», цепные приводы внедряются также на объектах независимых нефтяных компаниях Республики Татарстан (ННК РТ). На сегодняшний день их в ННК РТ эксплуатируется порядка 220 ед.
Начиная с 2005 года, реализована поставка цепных приводов в Республику Казахстан, расширяется спектр их продаж в российские нефтяные компании. Так, в настоящее время цепные приводы производства БМЗ эксплуатируются в нефтяных компаниях: АНК «Башнефть», ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Саратовнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ООО «Бугурусланнефть».
Необходимо отметить, что в настоящее время БМЗ разработали техническую
ПРОИЗВОДСТВО Бугульминский механический завод ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина 423235, РФ, Республика Татарстан, бугульма, ул. Ленина, 146 +7 (85594) 7-63-35, 7-61-55 bmz@tatneft.ru www.bmz.tatneft.ru
документацию для ПЦ80 в северном и южном климатических исполнениях. Эти мероприятия позволяют получить конструктивно более надёжные приводы, приспособленные для эксплуатации в регионах как с холодными, так и с жаркими климатическими зонами. Особое внимание уделяется повышению надежности работы тяговых цепей - как элемента, наиболее нагруженного в конструкции цепного привода в процессе эксплуатации.
Одновременно с этим, ПАО «Татнефть» реализуется комплекс мер, направленных на совершенствование технологии изготовления, повышения качества и снижения себестоимости цепных приводов, для чего в производство БМЗ вкладываются значительные инвестиции с целью дополнительного оснащения необходимым оборудованием, технологической оснасткой, контрольно-измерительными приборами и инструментом.
С целью получения положительных результатов внедрения цепных приводов на Ваших объектах, предлагаем рассмотреть возможность участия наших специалистов в выполнении следующих работ при внедрении ПЦ:
• подбор соответствующего типоразмера, модификации ПЦ и компоновки ГНО — в зависимости от геолого-технических исходных данных скважины-кандитата под внедрение ПЦ;
• проведение строительно-монтажных и пуско-наладочных работ цепных приводов, запуск в эксплуатацию;
• сопровождение и дальнейшее обслуживание цепных приводов;
• выдача рекомендаций по проведению сравнительного анализа эффективности внедрения цепных приводов;
• обучение обслуживающего персонала основным приёмам в работе с ПЦ.
ООО «ТТД Татнефть» стремится к взаимовыгодному сотрудничеству на основе долгосрочных отношений и готовы рассмотреть любые Ваши вопросы и предложения.
Список используемой литературы
1. Калачев И.Ф., Ульянов Е.В., Меньшов А.Н. Усовершенствованная конструкция цепного привода
ПЦ 60-3-0,5/2,5 // Экспозиция Нефть Газ. 2014. №1(33). С. 41-42.
2. Полвека непрерывного развития // Экспозиция Нефть Газ. 2015.№6 (45). С. 75-77.
РЕАЛИЗАЦИЯ ООО «Торгово-технический дом Татнефть» 423250, РФ, Республика Татарстан, Лениногорск, ул. Чайковского, 33 +7 (85595) 9-28-92, 9-29-01 ttd@tatneft.ru www.ttd.tatneft.ru
ДЛЯ СОЗДАНИЯ ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНОГО СОВРЕМЕННОГО И КОНКУРЕНТОСПОСОБНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СПЕЦИАЛИСТАМИ БМЗ БЫЛИ ОСВОЕНЫ НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ:
1. Литейное производство
• Изготовление отливок из чугуна и стали до 1 000 кг.
2. механическая обработка
• Обработка крупногабаритных корпусных деталей сложной конфигурации (размерами до 3000х2000х1000 мм).
• Изготовление деталей типа «вал» диаметром до 500 мм,
длиной до 3 000 мм
(токарная обработка и шлифование).
• Обработка деталей типа «тел вращения»
(диски, фланцы, муфты и подобные) и деталей сложной конфигурации.
• Изготовление цилиндрических (прямозубых, косозубых, шевронных) зубчатых колес и вал-шестерен, передач с зацеплением Новикова и эвольвентным, диаметром
от 50 до 2 000 мм и модулем до т=20, зубчатого колеса и червяка червячной передачи.
3. Термическая обработка деталей
• Закалка деталей и инструмента весом до 620 кг, диаметром до 450 мм
и длиной до 500 мм.
• Закалка, отжиг
и нормализация деталей и заготовок длиной до 13 000 мм.
• Отжиг крупногабаритных деталей и сварных конструкций, нормализация, высокий отпуск диаметром
до 3 000 мм и длиной до 13 000 мм.
• Индукционная закалка деталей диаметром до 720 мм
и высотой до 60 мм.
4. Сварка
• Автоматическая и полуавтоматическая сварка
в среде углекислого газа, аргона, ручная дуговая сварка покрытыми электродами, контактная сварка, ручная аргоно-дуговая сварка неплавящимся электродом.
5. Лакокрасочные покрытия
• Нанесение лакокрасочного покрытия методом пневматического распыления. Максимальные размеры окрашиваемых изделий — 23 000 мм и диаметром 3 500 мм.
40 ДОБЫЧА
УДК 622.276
Проектирование оптимальной технологии циклического заводнения на основе гидродинамического моделирования
А.Р. Аубакиров
ведущий специалист отдела газовых методов повышения нефтеотдачи пластов1, аспирант2 Artur.Aubakirov@lukoil.com
1ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Москва, Россия 2РГУ Нефти и Газа им. И.М. Губкина, Москва, Россия
На сегодняшний день при планировании и оценке технологической эффективности циклического заводнения(ЦЗ) используются упрощенные модели, в которых не отображается вся сложность процессов, происходящих в пласте. В результате реальный технологический эффект от воздействия может сильно отличаться от расчетного.
материалы и методы
Гидродинамическое моделирование.
Ключевые слова
циклическое заводнение, оптимальная технология заводнения
Идея метода циклического заводнения основывается на изменении периодичности и объемов закачки воды в нагнетательные скважины с целью изменения динамики и формы фронта вытеснения. Прирост добычи нефти достигается за счет вовлечения в процесс вытеснения и увеличения интенсивности дренирования запасов из участков пласта, слабо охваченных процессом стационарного заводнения [1]. Рассматриваемый метод, начиная с 1950-х гг., широко применялся на нефтяных месторождениях мира, в частности, в ряде регионов России (Западной Сибири, Самарской области, Пермском Крае, Республике Татарстан), США, Китае, Германии, Чехии. Метод циклического заводнения характеризуется двумя основными преимуществами: практически нулевая стоимость реализации и простота внедрения [2].
В соответствии с [3] в 70-х гг. аналитической моделью для расчета технологической эффективности, пласт представляется как совокупность двух слоев: в первый — высокопроницаемый — слой объединяются все прослои с проницаемостью выше средневзвешенной по толщине пласта, во второй — низкопроницаемый — объединяются прослои, имеющие проницаемость ниже средневзвешенной по толщине пласта. При использовании такой двухслойной модели возникают трудности — модель работает корректно только при условии гидродинамической связи между пропластками. В 2004 г. в КогалымНИПИнефть был предложен подход, расширяющий возможности моделирования послойной неоднородности. В предложенной четырехслойной модели геологические пропластки объединяются в группы высоко- и низкопроницаемые несвязные слои и высоко- и низкопроницаемые связные слои.
Рис. 1 — Выбранный участок для планирования ЦЗ
Подобное усреднение параметров серьезно затрудняет оценку технологической эффективности объектов, характеризующихся высокой степенью фильтрационной неоднородности и высокой расчлененностью, смазывая детали их строения.
В качестве примера можно привести сравнение технологической эффективности по объекту Бш Шумовского месторождения. Дополнительная годовая добыча нефти рекомендуемого варианта реализации циклического заводнения, по расчетам на аналитической модели, составила 13 тыс. т (10%). Пересчет этого варианта на гидродинамической модели показал отрицательную эффективность — -7.302 тыс.т (-5,7%), что соответствует факту.
В ГО ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» разработан подход к проектированию циклического заводнения с использованием трехмерного гидродинамического моделирования [4]. Для определения оптимальной технологии циклического заводнения необходимо выполнить следующую последовательность действий с использованием гидродинамической модели выбранного объекта:
1. Сформировать и рассчитать варианты с остановками единичных нагнетательных скважин (для каждой скважины-кандидата отдельный вариант) с целью оценки влияния этих нагнетательных скважин на выработку запасов.
2. Выполнить анализ результатов моделирования по каждому варианту с определением характерных параметров.
3. Выполнить сопоставление параметров по всем вариантам с обоснованием оптимальных технологических показателей циклического заводнения.
4. Определить технико-технологические возможности системы ППД на рассматриваемом участке.
5. Сформировать и рассчитать набор перспективных вариантов циклического заводнения по результатам этапов 3 и 4.
6. Провести анализ результатов моделирования по сформированным вариантам циклического заводнения, с оценкой периода и величины эффектов.
7. Сформировать программу циклического заводнения.
Рассмотрим последовательность действий на примере одного из объектов ПАО «ЛУКОЙЛ» (рис. 1).
Основываясь на подготовленном базовом варианте гидродинамической модели, формируются N расчетных вариантов для оценки взаимовлияния скважин, где N — количество нагнетательных скважин на выбранном участке (в данном примере N=16). Каждый вариант полностью соответствует базовому, за исключением того, что одна, соответствующая варианту, нагнетательная скважина останавливается.
В каждом варианте использовалась опция «линий тока». После момента остановки нагнетательной скважины анализировались «линии тока» малой плотности, затрагивающие указанную скважину. Отмечались все добывающие скважины, к которым приходили значимые объемы воды от анализируемой нагнетательной скважины.
Рассмотрим пластовые процессы, протекающие после остановки одной из нагнетательных скважин, например, нагнетательной скважины 201. После остановки закачки в пласте снижается давление. Для каждой из реагирующих добывающих скважин снижается депрессия, что приводит к началу снижения дебита по жидкости. Величина снижения дебита реагирующей добывающей скважины определяется как разность между дебитом в базовом варианте и варианте с остановкой нагнетательной скважины (рис. 2).
Начиная с некоторого момента (назовем его Т), для каждой пары нагнетательной и реагирующей добывающей скважины он индивидуален, снижение дебита реагирующей скважины начинает нивелироваться за счет перераспределения давлений и потоков в пласте — окружающие нагнетательные скважины частично компенсируют «потерю» одной из них. Далее идет выход скважины на новый режим и после некоторого момента (назовем его Т) можно считать, что возмущения от остановки практически прекратились, фильтрационные потоки перераспределились, воздействие от остановки скважины больше не наблюдается. На рис. 3 приведена динамика по одной реагирующей добывающей скважине, которая отражает описанный процесс.
Характерное время Тг определяется по первой производной от кривой падения дебита жидкости — момент максимума (рис. 4). Время Тг («response time» — время отклика) пары добывающей и нагнетательной скважин характеризует оптимальный период, на который следует останавливать нагнетательную скважину для того, чтобы добывающая скважина среагировала и не потеряла значительно в добыче жидкости.
Для установления происходит ли перераспределение потоков именно в застойных зонах, на данном этапе определен параметр Т. Для определения параметра Т вычисляется величина, характеризующая соотношение величины падения дебита нефти в единицу времени и текущей величины снижения дебита нефти относительно базового варианта (DT):
Рис. 2 — Анализ остановки нагнетательной скважины 201
Рис. 3 — Динамика снижения дебита жидкости реагирующей добывающей скважине 200 после остановки нагнетания на скважине 201
Рис. 4 — Динамика снижения дебита нефти на реагирующих скважинах после остановки нагнетания на скважине 201 (первая производная по времени)
DT-
[(q(t) - - МЧ-') - qJe-I))J (q(q-i)-qJe-i))
(1)
где q(t) — дебит нефти реагирующей скважины в момент времени t в варианте с остановкой нагнетательной скважины;
qai(t) — дебит нефти реагирующей скважины в момент времени t в базовом варианте без остановки нагнетательных скважин;
q(t-1) и q6Jt-1) — дебиты нефти соответственно на предыдущем временном шаге.
Количественно время Т определяется по изменению величины параметра DT, лежащего в пределах 1% (рис. 5). Физический смысл величины Т ("stabilization time" — время стабилизации) позволяет полагать, что после времени Т влияние от остановки нагнетательной скважины на конкретную
Рис. 5 — Динамика параметра DT для скважины 201
