«Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России»
| Вид материала | Тезисы |
- Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России, 64.7kb.
- Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России, 34.44kb.
- Конференции, в которой планируется участие с докладом, 96.22kb.
- Программа V донского нефтегазового конгресса «xxi век. Современное состояние и перспективы, 30.13kb.
- Стратегия развития нефтегазового комплекса в механизме обеспечения экономической безопасности, 319.48kb.
- Программа дисциплины «Современные тенденции развития медиасистемы» Специальность: Журналистика, 281.97kb.
- «Нефть России» Нефтесервис и нефтегазовое машиностроение России: Нужен “либеральный, 23.58kb.
- Стратегические направления развития конкурентоспособного нефтегазового комплекса Республики, 743.56kb.
- Ов исполнительной власти, субъектов Российской Федерации, организаций строительного, 177.17kb.
- «актуальные проблемы обеспечения развития рынка драгоценных металлов и драгоценных, 199.53kb.
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
НЕФТИ И ГАЗА имени И. М. ГУБКИНА
«АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ»
VIII Всероссийская научно-техническая конференция,
посвященная 80-летию Российского государственного университета
нефти и газа имени И.М. Губкина
1−3 февраля 2010 г.
Тезисы докладов
Часть II
Секции 5−11
Москва − 2010
В части II сборника представлены тезисы докладов VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», посвященной 80-летию Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина
(секции 5−11). В докладах рассматривается широкий круг вопросов, посвященных решению проблем проектирования, изготовления и эксплуатации оборудования и сооружений нефтегазового комплекса, автоматизации, моделирования и энергообеспечения технологических процессов нефтегазового комплекса, экономики и управления нефтегазовым производством, совершенствования систем управления трудом и персоналом в компаниях нефтегазовой отрасли, правового регулирования деятельности организаций нефтегазового комплекса и гуманитарного образования в нефтегазовых вузах.
Ответственный редактор: проф. В.Г. Мартынов.
Редакционная комиссия: проф. А.Ф.Андреев,
проф. Е.В. Глебова,
проф. А.М. Короленок.
проф. А.В. Лобусев,
проф. И.Т. Мищенко,
проф. А.В. Мурадов,
проф. В.Е. Попадько,
проф. А.К. Прыгаев,
проф. С.Н. Рожнов,
проф. И.Ф. Симонова,
доц. Л.И. Ситнова,
проф. Б.П. Тонконогов,
проф. А.И. Ходырев.
© РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
СЕКЦИЯ 5
ПРОЕКТИРОВАНИЕ, ИЗГОТОВЛЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
РАЦИОНАЛЬНЫЕ ОБЛАСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ И ПРОБЛЕМЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ОРЭ И ОРЗ
Ивановский В.Н.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
В настоящее время в РФ и за рубежом возрождается интерес к ОРЭ и ОРЗ. Это связано с возможностью проведения эксплуатации нескольких пластов одновременно, тем самым увеличивая дебит скважины. В тоже время, возникает целый ряд осложнений, снижающих эффективность применения этого метода. Для эксплуатации двух пластов необходимо либо спустить, две колонны параллельные или коаксиальные, либо вести отбор через одну общую колонну. В связи с небольшими диаметрами эксплуатационных колонн, как правило, эксплуатация ведется через одну колонну, что требует использования системы пакеров и специальных клапанов, регулирующих отбор из каждого пласта. Как показывает практика, наиболее эффективно применение управляемых клапанов. И, естественно, насосное оборудование для подъема жидкости с заданными параметрами. Такой подход увеличивает количество сложного оборудования и осложняет условия его эксплуатации. Все это ведет к снижению надежности, выражающегося в уменьшении межремонтного периода и увеличении объема ПРС.
Ведение ПРС традиционными методами, связано с большой трудоемкостью работ по установке и снятию пакеров, глушением скважины и последующим выводом ее на режим. Существует также ряд проблем и по обработке пластов при их значительном удалении друг от друга. К примеру, проведение кислотной обработки и последующей промывки скважины. Из всего сказанного становится ясно, что выбор оборудования для ОРЭ требует технико-экономического обоснования. При этом в каждой схеме и выборе оборудования необходимо учитывать не только стоимость собственно оборудования и объемы добываемой жидкости, но и надежность системы, а также затраты связанные с ПРС. При выборе оборудования необходимо учесть пластовое давление и дебит по каждому пласту, обводненность, газовый фактор, содержание мехпримесей и т.д. по каждому эксплуатируемому пласту. В ходе эксплуатации необходимо контролировать не только дебит каждого пласта и его давление, но и остальные факторы и их изменение для оптимизации работы скважины и диагностики насосного оборудования. На сегодняшний день, для получения такой информации не разработано соответствующее оборудование. Существующие погружные системы различных датчиков требуют энергии и канала для передачи данных и для ОРЭ такая система еще не создана.
НАДЕЖНОСТЬ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ
Пекин С.С.
(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)
Существенную долю нефти, в настоящее время добывают с помощью УЭЦН. Отказ установок с большим дебитом в малообводненных скважинах приводит к значительным потерям нефти. Анализ отказов и возможных ущербов показал, что максимальный ущерб связан с полетами установок, которые могут происходить с «расчленением» оборудования в местах соединения компенсатора, ПЭД, ЭЦН и разных местах колонны НКТ, но их источником является ЭЦН. Учет этого взаимодействия позволяет точнее оценить как надежность установки, так и ее отдельных элементов.
Как показала практика эксплуатации, надежность УЭЦН зависит от значительного числа факторов, но в первую очередь, это правильный подбор оборудования и влияние осложняющих факторов. Создание автоматизированной системы по прогнозированию надежности крайне затруднительно. Это связано с тем, что в одних случаях взаимное влияние условий эксплуатации компенсирует отрицательные воздействие на оборудование, а в других – происходит их сложение. Для учета осложняющих факторов необходимо сочетание лабораторных анализов добываемой жидкости и газа, сбор и анализ статистических показателей надежности и диагностика оборудования. Как правило, основным показателем надежности является ресурс изделия. В тоже время практика эксплуатации УЭЦН показала, что для него основным показателем является наработка до отказа, определяющая межремонтный период.
Высокая надежность УЭЦН и большое разнообразие условий эксплуатации существенно затрудняет сбор и обработку данных по наработке до отказа. В связи с чем, необходим регламент по сбору, анализу и обработке данных. Существенную роль в повышении достоверности данных принадлежит технической диагностике УЭЦН, как с погружной, так и с поверхностной диагностическими системами.
Для повышения достоверности данных эксплуатации необходимо проведение входного контроля и получение данных по результатам эксплуатации элементов установки.
ТЕМПЕРАТУРНОЕ ПОЛЕ ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ
Купцов С.М.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
При добыче нефти с применением погружной установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) одной из проблем является перегрев электродвигателя.
График изменения температуры нефти по стволу скважины при эксплуатации УЭЦН имеет характерный скачок в области подвески подземного оборудования. Здесь, вследствие выделения теплоты от электродвигателя и центробежного насоса, происходит более интенсивное выделение газа из нефти, что приводит к резкому ухудшению способности отвода теплоты от оборудования.
Расчеты, показывают, что местные значения температуры наружной поверхности увеличиваются по высоте, и максимальные значения наблюдаются в верхней части электродвигателя.
Радиальное распределение температуры можно определить, если электродвигатель рассматривать как сплошной линейный цилиндрический источник теплоты. В этом случае, при стационарном режиме работы, распределение температуры t в бесконечно длинном цилиндре радиусом r0 подчиняется уравнению
, (1)где tн – температура потока жидкости перед электродвигателем;
– объемная плотность внутренних источников теплоты; α – коэффициент теплоотдачи от поверхности стенок электродвигателя к жидкости; λ – коэффициент теплопроводности материала цилиндра, 
– текущее значение радиуса.Температура электродвигателя зависит от температуры омываемого потока и термических сопротивлений передачи теплоты теплоотдачей от поверхности электродвигателя к текучей среде и теплопроводностью в материале цилиндра.
Расчет радиального распределения температуры по уравнению (1) хорошо согласуется с данными эксперимента ООО «РИТЭК-ИТЦ».
При наличии отложений минеральных солей и загрязнений на поверхности электродвигателя наблюдается значительное увеличение температуры в радиальном сечении. В данном случае, для расчета температуры электродвигателя, необходимо ввести в уравнение (1) дополнительное термическое сопротивление теплопроводности отложений.
МЕТОДОЛОГИЯ КОНСТРУИРОВАНИЯ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Сазонов Ю.А.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В технологических системах для добычи и переработки нефти и газа широко используют динамические машины, в том числе лопастные насосы, вентиляторы, эжекторы. В рамках развития энергосберегающих технологий актуальна задача по созданию новых методов конструирования насосных установок. В этой связи, теоретический и практический интерес представляет вопрос о возможностях применения компьютерных технологий для создания и патентования новых машин и отдельных технических решений.
Несмотря на многолетний и успешный опыт проектирования лопастных машин, их совершенствование продолжается, и создаются новые насосы, вентиляторы, турбины, что также связано с расширением использования гибридных машин. Помимо чисто технических решений, компьютерные технологии позволяют рассмотреть с современных позиций и многие теоретические вопросы, часть из которых раньше не поддавалась математическому описанию из-за сложности физических процессов.
На кафедре «машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина выполняются поисковые и научно-исследовательские работы по созданию перспективных динамических машин. Разработаны основы единой теории жидкоструйных эжекторов для перекачки жидкостей, газов и газожидкостных смесей. Совместно с машиностроителями освоено серийное производство эжекторов с рабочим давлением до 50 МПа. Выполнена частичная модернизация теории центробежных насосов, где учтена взаимосвязь вихревых рабочих процессов с балансами напора и мощности. В алгоритмах отражены особенности течений при отрицательных углах атаки на входе в лопастное рабочее колесо. Предложены алгоритмы, в которых учтены особенности рабочих процессов для многоступенчатого центробежного насоса, при перекачке жидкостей и газожидкостных смесей, с учетом процессов кавитации. Разработаны и запатентованы технические решения в области динамических машин. Исследованы некоторые возможности работы скважинных центробежных насосов при сверхвысоком содержании проппанта в водном растворе, до 30 процентов по массе. Предложена единая методология для решения прямых и обратных задач, с возможностями использования компьютерных технологий для решения инновационных задач по разработке и патентованию новых технических решений в области динамических машин.
УСТАНОВКИ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
ВалеевМ.Х., Ахметшагиев Ф.К., Гильфанов Р.А., Зиязов Р.А
(ОАО «Татнефть», НГДУ Бавлынефть)
Известна насосная установка для раздельной эксплуатации 2-х пластов. Установка обеспечивает возможность поступления в цилиндр насоса при движении его плунжера вверх сначала продукции низконапорного пласта, а после прохождения плунжером дополнительного клапана – продукции высоконапорного пласта.
Установки позволяют осуществлять отбор жидкости из двух пластов с разными давлениями. Однако установки имеют следующие недостатки: - зависимость работы установки от разности давлений эксплуатируемых пластов. - зависимость самой конструкции насоса от забойных давлений пластов - нет возможности эксплуатировать пласты, в процессе эксплуатации которых, разность давлений эксплуатируемых пластов меняет свой арифметический знак (+/-).
В работе предлагаются насосы разработанные специалистами НГДУ «Бавлынефть». В установке для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, включающей штанговый насос с плунжером, цилиндр, всасывающий и нагнетательный клапаны, согласно изобретению, цилиндр снабжен боковым клапаном с фильтром, на цилиндре закреплены вспомогательный цилиндр с боковыми отверстиями и кожух с образованием между вспомогательным цилиндром и кожухом кольцевого пространства, нижний конец цилиндра заглушен заглушкой, на кожухе закреплен всасывающий клапан, фильтр и хвостовик с пакером на конце, плунжер выполнен комбинированным, состоящим из соединенных штоком верхнего и нижнего плунжера с клапанами, с размещением верхнего плунжера внутри цилиндра и нижнего плунжера внутри вспомогательного цилиндра, нижний плунжер и шток имеют канал для сообщения пространства над и под нижним плунжером, верхний плунжер и шток имеют канал для соединения пространства под верхним плунжером со входом в клапан верхнего плунжера.
Также предлагается установка одновременно-раздельной эксплуатации позволяющая разрабатывать сразу три продуктивных горизонта. Схема установки состоит из рабочих цилиндров снабженных боковыми клапанами с фильтрами переходника с клапаном плунжеров с клапанами которые жестко закреплены между собой штоком с каналами для прохождения пластовой жидкости, пакеров обеспечивающих герметичность пластов. Плунжера приводятся в движение с помощью колонны штанг приводом (станком-качалкой, или ЦП).
Технико-экономическое обоснование выбора буровой установки для вертикальных нефтяных скважин
Шмелев В.А., Сердобинцев Ю. П.
(ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», Волгоградский ГТУ)
Учитывая разнообразие технико-экономических параметров бурового оборудования выпускаемых в России и за рубежом потребителю чрезвычайно сложно выбрать наиболее эффективный вариант комплектации буровой установки для бурения вертикальных нефтяных скважин, так как не определены критерии рационального использования буровых установок. Эксплуатационные характеристики буровых установок оказывают существенное влияние на технико-экономические показатели производства.
Для принятия оперативного решения по выбору буровой установки, которую экономически целесообразно использовать для конкретных условий бурения предлагается:
1) Ввести понятие конструктивно-технологической сложности нефтяной вертикальной скважины;
2) Разработать математическую модель конструктивно-технологической сложности нефтяной вертикальной скважины;
3) Произвести экономическую оценку затрат по вариантам применения буровых установок различной технологической насыщенности.
В результате проведенных исследований получена математическая модель конструктивно-технологической сложности вертикальной нефтяной скважины, позволяющая количественно оценить конструктивную сложность по количеству интервалов подлежащих креплению и технологическую сложность в зависимости от глубины и количества литологических типов горных пород в геологическом разрезе скважины.
Для установления взаимосвязи между конструктивно-технологической сложностью скважины и удельными приведенными затратами на бурение предложена функциональная зависимость, устанавливающая взаимосвязь между стоимостью буровой установки, сложностью конструкции скважины и удельными приведенными затратами на бурение скважины.
Выводы: С увеличением конструктивно-технологической сложности скважины, из парка буровых установок, удовлетворяющих выбору по параметру “допустимая нагрузка на крюке”, экономически целесообразно применение высокотехнологичных буровых установок. Для скважин с простой конструкцией эффективным вариантом будет применение буровых установок с меньшей стоимостью.
Оборудование скважин по добыче метана из угольных пластов
Широков Д.А.
(ОАО «Газпром промгаз»)
В связи с истощением ресурсов природного газа и высокими темпами роста спроса и цен на него, все большее внимание во всем мире уделяется поискам нетрадиционных источников газа. Одним из таких источников является метан угольных пластов.
Основным отличием добычи метана из угольных пластов от традиционной добычи газа является откачка жидкости (воды). Основным требованием к подземному оборудованию является его простота конструкции, возможность откачки жидкости (воды) в диапазонах от 50 до 500 м3/сут., высокий КПД, низкую стоимость. При выборе типа подземного оборудования рассматривался опыт, полученный на метаноугольных месторождениях США, Канады, Австралии.
В России метаноугольная отрасль только начинает развиваться. Пробурено 12 скважин в Кемеровской области специально для промышленной добычи метана. Наиболее часто используемые методы откачки жидкости с помощью установок: электроприводного центробежного насоса, электроприводного винтового насоса, скважинного штангового насоса, штангового винтового насоса.
Все указанные установки имеют примерно равные КПД и отличаются, в первую очередь, наличием или отсутствием сложного наземного оборудования, требующего постоянного обслуживания. При необходимости уменьшения затрат на обслуживание наземного оборудования предпочтительнее выглядят УЭЦН, однако их подземный ремонт и обслуживание погружного агрегата и кабеля требуют создания соответствующей инфраструктуры. Использование установок с поверхностным приводом приводит к увеличению эксплуатационных затрат на обслуживание, но снижает затраты на проведение подземных ремонтов и ремонтные работы, связанные с погружным оборудованием.
В настоящее время в России используют установоки штанговых винтовых насосов при дебитах воды до 300 м3/сутки и глубинах расположения продуктивных пластов до 1000 м. Указанное оборудование достаточно простое по конструкции, не требует применения повышающих трансформаторов напряжения, герметизированных маслозаполненных электродвигателей, обеспечивает изменение добычных возможностей. Проблемы обслуживания и ремонта взрывозащищенных электродвигателей и редукторов (привод УШВН) вряд ли возникнут в регионах интенсивной добычи угля, где эти виды оборудования являются широко распространенными.
Определение конкретных типоразмеров наземного и скважинного оборудования рекомендуется проводить с помощью специальных программ подбора и оптимизации работы оборудования.
КОМПЛЕКСНАЯ МОБИЛЬНАЯ УСТАНОВКА ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
Левшин П.М., Мерициди И.А., Шотиди К.Х.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Практически все российские нефтегазовые компании в последние годы уделяют повышенное внимание проблеме утилизации попутного нефтяного газа. Наряду с привлечением внимания к экологической проблемой сжигания ПНГ это продиктовано политикой, осуществляемой Правительством РФ: в январе 2009 г. Правительство РФ подписало Постановление №7, в котором четко обозначены приоритеты по снижению выбросов попутного газа в атмосферу. В соответствии с документом, с 1 января 2012 г. в факелах может сжигаться не более 5 % от всего объема попутного газа.
Особенно остро проблема утилизации характерна для малых нефтяных месторождений, т.к. на большинстве крупных имеется инфраструктура утилизации/переработки ПНГ. Необходимо отметить, что в последнее время увеличивается количество эксплуатируемых малых нефтяных месторождений. В связи с этим перспективной является разработка комплексной мобильной установки для утилизации ПНГ. Проводимые исследования показывают актуальность внедрения подобной установки на малых нефтяных месторождениях. Ключевым моментом в работе является выбор способ утилизации. Проведена оценка преимуществ и недостатков основных путей утилизации ПНГ (с помощью паросиловых установок, газовых турбин, микротурбин, утилизации в дизель-генераторах), рассмотрены химические аспекты процесса (как правило, на малых месторождениях преобладают низкометановые ПНГ со средним или высоким содержанием серы, до 6-7%). В итоге была предложена разработка комплексной мобильной установки для утилизации ПНГ на основе паросилового котла-утилизатора. Установка будет иметь модульную структуру, что позволит в зависимости от требований комплектовать ее блоком утилизации выхлопных газов, блоком выработки электроэнергии, отопительным блоком и т.д. Подобное решение имеет ряд преимуществ, такие как возможность получения электроэнергии и отопления, что крайне актуально для малых нефтяных месторождений, простота исполнения, удовлетворение экологическим требованиям.
ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТАЛЕВЫХ КАНАТОВ
Лысков А.А., Ефимченко С.И.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В сложившейся социально-экономической ситуации задача повышения надёжности и эффективности отечественного бурового оборудования становится всё более актуальной. Это служит поводом для всестороннего рассмотрения вопроса о повышении качества поставляемых талевых канатов, применяемых в талевой системе буровых установок.
Долговечность стальных канатов в эксплуатации зависит не только от правильной технологии их изготовления и обоснованного выбора конструкции каната для конкретных условий эксплуатации, но также от правильной организации транспортирования и хранения канатов, от правильного выполнения монтажа (навески) их, от своевременного, тщательного контроля и ухода за канатами в процессе их эксплуатации, рационального режима их работы, обеспечивающего требуемую безопасность и наибольшую долговечность каната.
В работе рассматриваются возможные пути повышения надежности и эффективности работы талевых канатов, в частности:
1. Рациональная отработка канатов в процессе их эксплуатации, осуществляемая силами буровиков.
2. Пересмотр технических условий на изготовление талевых канатов с целью ужесточения точности изготовления канатов и уменьшения разброса допуска на диаметр поставляемых канатов.
3. Обтяжка (вытяжка) канатов как финишная операция при их изготовлении.
4. Применение восьмипрядных канатов.
5. Применение канатов с пластически обжатыми наружными прядями.
6. Применение полимерных материалов и пластмассы в конструкции канатов.
7. Изготовление канатной проволоки из высокопрочных сталей.
8. Соблюдение технологических регламентов изготовления канатов.
9. Проведение испытаний канатов – агрегатной прочности на разрыв и долговечности на пробежных машинах.
Анализ эффективности внедрения скребка – центратора конструкции НГДУ «Бавлынефть»
Мурсалимов Р.Н., Гильфанов Р.А.
(ОАО «Татнефть», НГДУ Бавлынефть)
Для борьбы с отложением парафина предложены различные конструкции штанговых центраторов, скребков и скребков-центраторов. Недостатком всех этих конструкций является несовершенство формы. Не полный обхват поверхности НКТ, а также наклонно направленные рёбра скребков и скребков-центраторов, которые в сумме на всю штанговую колонну, движущуюся возвратно-поступательно, образуют, значительный вращательный момент вынуждает использовать на устье скважины специальных штанговращательных устройств – штанговращателей.
Наплавляемая форма скребка-центратора конструкции НГДУ «Бавлынефть» лишена выше сказанных недостатков, что на практике дает возможность работать без штанговращателей. Основная идея – расположение ребер на скребке-центраторе подобно расположению зубьев шевронного зацепления. В результате расчета оптимизирующего форму скребка-центратора полностью исключается крутящий момент, возникающий на базовом скребке-центраторе (далее СЦ), обеспечивается максимальная поверхность контакта с внутренней поверхностью НКТ, что позволяет отказаться от штанговращателя – полное перекрытие проходного канала. Кроме того, проходное сечение СЦ на 10 % больше, что в совокупности с максимально обтекаемой формой, обеспечивает меньшее гидравлическое сопротивление.
Теоретические результаты были подтверждены экспериментальными исследованиями. Эксперимент проведён с целью сравнения гидравлических потерь базового и нового изделия.
Таким образом, широкое внедрение скребков-центраторов конструкции НГДУ «Бавлынефть» будет способствовать решению поставленной стратегической задачи – стабилизации добычи углеводородного сырья, экономии энергоресурсов и материально технических ресурсов.