анализ причин вынужденных и аварийных остановок оборудования по добыче нефти на Новопортовском месторождении

При проведении 16-интервального ГРП были использованы технологии, которые позволили в разы сократить сроки введения скважины в эксплуатацию. При выполнении операций по заканчиванию скважин применили:
пакер ReelFrac, активируемый рабочей колонной ГНКТ;
механически управляемые муфты ГРП ZoneSelect monobore для многостадийного гидроразрыва пласта.
Такое оборудование позволяет проводить за одну спуско-подъемную операцию практически неограниченное количество стадий МСГРП. После проведения ГРП на первой зоне пакер ReelFrac деактивируется с помощью автоматизированного механизма J-slot, а вся компоновка забойного оборудования перемещается до следующего порта, при этом при ее перемещении с помощью механического инструмента переключения происходит активация (открытие) порта ГРП. Пакер активируется ниже вновь открытого порта для отсечения ранее обработанных интервалов.
Преимущество использованной технологии заканчивания и ГРП ZoneSelect monobore по сравнению с другими состоит в использовании механически управляемых муфт, которые имеют равнопроходной диаметр по всей длине колонны и позволяют изолировать отдельные порты без применения тампонажных материалов. В дальнейшем эти порты можно открывать повторно. Оборудование также позволяет проводить и другие операции на отдельных интервалах, в том числе и повторные ГРП. Данное технологическое решение позволяет снять ограничения по размерам наружного диаметра применяемых геофизических каротажных приборов, что упрощает проведение исследований и существенно повышает их информативность.
Компанией Weatherford было предложено протестировать на этом месторождении по-настоящему инновационные для России решения – проведение многостадийного ГРП с применением колтюбинга, или гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ), а также задействовать для полноценной обработки пласта новый для нашей страны инструмент. Предложенный для проведения этого многостадийного ГРП пакер ReelFrac – целая система, спускаемая на ГНКТ и позволяющая проводить гидропескоструйную перфорацию, открытие портов систем МСГРП, обратную промывку, изоляцию и ГРП по малому затрубу за одну спускоподъемную операцию без подъема ГНКТ.
Компоновка ReelFrac существенно повышает эффективность работ по сравнению с традиционными методами заканчивания с установкой пробок и перфорацией. Принцип действия пакера довольно прост, но эффективен: в нем используется гидропескоструйный перфоратор для создания связи между стволом скважины и пластом. После перфорации происходит спуск ниже зоны текущей перфорации, активация пакера и изоляция нижележащих интервалов с последующим проведением ГРП посредством закачки рабочей жидкости по малому затрубному пространству между ГНКТ и обсадной трубой. По завершении ГРП происходит стабилизация давления путем открытия стабилизатора движением колонны вверх, обратная промывка от остатков проппанта, срыв пакера и перемещение системы на следующий интервал для очередной перфорации или открытия порта, изоляции и ГРП. Такая система позволяет проводить обработку нескольких интервалов за одну СПО, значительно сокращая продолжительность работ и стоимость заканчивания скважины.
К преимуществам пакера стоит отнести тот факт, что механический локатор муфт обеспечивает контроль глубины спуска инструмента и его точное размещение в зоне ГРП, при этом гидропескоструйный перфоратор позволяет аккуратно выполнять перфорацию с минимальными повреждениями пласта, уменьшая потери давления на трение в стволе скважины и давление гидроразрыва для инициирования трещины, что способствует более эффективному воздействию на пласт. Инструмент для обратной промывки обеспечивает вынос материалов ГРП в случае преждевременной остановки процесса закачки, уменьшая риск прихвата компоновки. Механическая установка пакера происходит без вращения колонны, а регулятор стабилизирует давление в системе после выполнения работ, облегчая процесс срыва пакера для перемещения на следующий интервал.
По итогам проведенной работы можно констатировать, что 16-стадийную систему заканчивания и ГРП ZoneSelect monobore успешно спустили в скважину за 1 СПО, расположив муфты в 86 м друг от друга, что позволило оператору открывать и закрывать порты в ходе ГРП по мере необходимости. При выполнении операций гидроразрыва по технологии ReelFrac было закачано по 60 тонн проппанта в каждый из 16 интервалов. При этом все работы удалось завершить менее чем за две неделии без промежуточных подъемов компоновки ГНКТ на поверхность. Благодаря системе многозонального ГРП с применением ГНКТ время на выполнение работ сократилось втрое, что позволило сэкономить средства заказчика за счет сокращения затрат времени на строительство скважины. Добычу на этой скважине РИТЭК начал значительно ранее запланированной по проекту даты.
Гидравлический разрыв пласта на ГНКТ технологии двойного
пакера Real Frac
Система применима для зацементированных хвостовиков и характеризуется следующими параметрами:
Механическая установка
Нет ограничений по ВД
Простота извлечения
Центрирование
Обратная промывка
Давление ГРП до 68,0 МПа.
Проведение ГРП осуществляется по следующей схеме.
Производят СПО в зону обработки; пакеруют; открывают пакеры (давление/механика); отсекают выше и ниже лежащие интервалы; проводят ГРП; проводят распакеровку; осуществляют промывку скважины. Производят переход на следующую зону.
Система заканчивания скважин «ZoneSelect» с селективным
разделением пластов в открытом стволе компании Weatherford
ZoneSelect позволяет за одну СПО осуществить обработку многопластовой скважины.
Основные преимущества системы:
сокращает время и стоимость заканчивания многопластовых нефте-газовых скважин с карбонатными коллекторами с глинистыми пропластками;
дает возможность без привлечения бригады ПРС осуществить стимуляцию скважины и обеспечивает возможность изоляции в течении всего срока эксплуатации скважины;
применима в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах на море и на суше;
модульная конструкция – укомплектовывается для каждой скважины.
Различают несколько систем закачки.
Равнопроходная система закачки
Каждая зона изолируется цементом вместо заколонных пакеров.
главным образом сокращается время выполнения работ необходимое для обработки;
каждая зона может быть обработана;
композитные покрытия предохраняют отверстия от попадания цемента снаружи;
используется, сводя к минимуму возможность попадания песка в HWB инструмент переключения.
Многократная Система Закачки
Позволяет выполнение многократных обработок (кислотой или проппантом) за одну СПО. Кроме того:
сохраняет дорогостоящее время и деньги, обеспечивая обработку до 22 зон 21 посадочными шарами и 1 концевым циркуляционным клапаном (ЦК) в наикратчайшее время;
запатентованный демпфер сводит к минимуму повреждения шаром при слишком высокой производительности закачки;
посадочные шары сконструированы так, что обеспечивают герметичность и исключают их застревание в седле, поэтому могут быть выкачены из скважины;
в целом сокращает производительное время необходимое для обработки обычным способом;
композитное покрытие предотвращает попадание мехпримесей в отверстия ЦК извне;
быстрое фрезерование посадочных седел.
Ниже приводится описание системы Zone Select «MONOBORE».
Система Zone Select «MONOBORE» для проведения многостадийного гидроразрыва пласта
Успешно применяется на месторождениях ООО «Лукойл Западная Сибирь» с 2013 года (рисунки 2.37 и 2.38).
Основные технические требования, предъявляемые к спуску компоновок для МCГРП:
диаметр хвостовика – 114,3 мм;
марка стали «Е» или выше;
бурение горизонтального ствола перпендикулярно направлению максимальных стрессов;
номинальный диаметр открытого ствола – 158.0–160 мм);
интенсивность набора кривизны не более 1.5-3 град/10 метров;
отсутствие каверн в местах установки пакеров.
Основные технические требования при подготовке к производству многостадийного ГРП:
- территория кустовой площадки должна обеспечивать размещение всего оборудования флота ГРП и необходимого оборудования ГНКТ;
- грузоподъемность станка КРС должна обеспечивать СПО с НКТ 114.3 мм;
- устьевое оборудование, предоставляемое Заказчиком, должно обеспечить минимальный проходной диаметр 96 мм, для спуска через него переключающего инструмента HWB.


Рисунок 2.37 - Схема компоновки МСГРП Zone Select «MONOBORE»
на месторождениях ООО «Лукойл Западная Сибирь»


Рисунок 2.38 - Компоновка МСГРП Zone Select «MONOBORE»

Характеристики оборудования, которое входит в состав компоновки ZoneSelect «MONOBORE»
Гидравлический пакер ARES:
Запатентованная 2-х стадийная посадка пакера:
1-я стадия: предварительное расширение с помощью втулки.
2-я стадия: основное расширение гидравлическим поршнем
Запатентованная система защиты от предварительной посадки
Длина элемента перед посадкой 406.4 мм;
Длина элемента после посадки 355.6 мм;
Наружный диаметр до посадки - 146 мм;
Рабочее давление 51.7 МПа; возможность установки для операций с давлениями до 68.9 МПа.
Все виды работ на ГНКТ
Высокое сопротивление на разрыв
Высокое сопротивление нагрузкам на скручивание
Температура до 149оС
Фиксация захвата под крутящим моментом
Без потери внутреннего диаметра ГНКТ
Высокое сопротивление изгибающим нагрузкам
Закрытые срезные штифты
Аварийное разъединение
Циркуляционная муфта
Сдвоенные обратные клапаны
Разрывная мембрана безопасности.
Переключающий инструмент HWB 4 ½′′
Способ активации – гидравлический
Вариативность по диаметру сопел для установки режимов промывки и активации
Давление активации 3,5 МПа;
Максимальная температура – 149 оС
Возможность отсоединения путем натяжения до – 10 м.
Скользящая муфта Monobore ZoneSelect
Скользящая муфта Monobore ZoneSelect (рисунок 2.39) является неотъемлемой частью системы заканчивания ZoneSelect производства компании Weatherford. Конструкция муфты из-за увеличенных проходных сечений расходных отверстий позволяет снизить уровень эрозии. При цементировании вокруг отверстий устанавливается композитная труба, которая предотвращает попадание цемента или других загрязнений в окна во время спуска и цементирования.
После установки подвески хвостовика через НКТ закачивается цемент, выходящий через башмак. Пробки скребка, используемые при цементировании скважин, не могут открыть муфты, поскольку муфта закрывается при движении вниз. Композитные трубы вокруг отверстий муфты и поверхности уплотнений защищают их и обеспечивают чистоту отверстий и вставки (закрывающей муфты) во время цементирования.



Рисунок 2.39 - Скользящая муфта Monobore ZoneSelect
Выборочное открытие и закрытие муфт осуществляется посредством двух гидравлических толкателей. Один толкатель спускается на гибких НКТ лицевой стороной вниз, второй – лицевой стороной вверх. Перед гидроразрывом производится спуск узла толкателей для открытия первой муфты ZoneSelect. Затем забойная компоновка толкателей поднимается вверх и устанавливается в расширенной секции НКТ, называемой гаражом. Гараж используется для максимального увеличения площади вокруг толкателей для уменьшения падения давления, создаваемого толкателями во время гидроразрыва.
Среда гидроразрыва проникает через композитную трубу и приводит к растрескиванию цемента и его контакту с пластом. После завершения разрыва в одной зоне одна муфта закрывается, а другая открывается с помощью толкателя HWB. Этот цикл (открытие, разрыв, закрытие и открытие следующей зоны) повторяется до полной отработки всех зон.
Скользящие муфты могут закрываться и снова открываться с помощью стандартных толкателей в течение всего срока эксплуатации скважины. При необходимости башмачный клапан может быть изолирован с помощью заглушки, устанавливаемой поверх него.
2.13.2. Проведение МСГРП на Новопортовском месторождении
С 2014 г. Новопортовское месторождение разрабатывается с массовым применением технологии ГРП, поэтому одной из приоритетных задач анализа результатов разработки и выбора участка для бурения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта является определение азимута преимущественного распространения трещин ГРП.
По результатам проведения специальных геофизических исследований скважин было установлено, что трещины ГРП в основном распределены в диапазоне 310-345° [22]. Кроме того, при выборе опытного участка для бурения скважин были сформулированы следующие основные геологические критерии:
- отсутствие пересечения целевого пласта с другими продуктивными пластами для упрощения технологических решений проекта разработки (одновременная разработка двух и более продуктивных пластов по единой сетке скважин с использованием ГС с МСГРП трудозатратная и дорогостоящая);
- толщина пласта (от кровли до подошвы) не превышает 100 м (технологическое ограничение проведения операции ГРП);
- расчлененность пласта на 1 м эффективной толщины более 0,5;
- толщина глинистых перемычек между прослоями не более 3-4 м.
Исходя из этих критериев в восточной части Новопортовского месторождения, в районе скважины № 138, был выбран участок для проведения опытно- промышленных работ по бурению горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта, представленный в основном пластом НП4.
В качестве базовой технологии бурения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта была выбрана одна из технологий спуска многосекционной компоновки с муфтами для закачки проппанта, разделенными в затрубном пространстве пакерами.
Такая технология обеспечивает выполнение многостадийных операций ГРП в необсаженном стволе. В процессе закачки муфты последовательно открываются путем сбрасывания шаров и отсекают ниже расположенные интервалы после проведения в них ГРП. Такая система позволяет использовать упрощенное заканчивание скважины без цементирования и перфорации хвостовика. Сроки выполнения работ в зависимости от дизайна ГРП могут составлять от нескольких суток до нескольких часов. Возможность селективного управления открытием портов позволяет изолировать обводненные интервалы, увеличивая длительность безводного периода эксплуатации скважины.
Дизайн многостадийного ГРП характеризуется следующими особенностями, которые необходимо учитывать при проектировании ГС с МСГРП:
- ограничение по закачке проппанта крупных фракций. При проведении работ в скважинах использовался проппант фракции 16/20. Закачка крупнозернистого проппанта фракции 12/18 существенно увеличивала риски прекращения работ вследствие преждевременной остановки закачки;
- необходимость детального определения азимута распространения трещины ГРП с помощью дополнительных геофизических исследований для корректировки проводки ГС;
- необходимость дополнительных каротажных исследований с целью размещения портов и пакеров;
- различие в расчетах ГРП для ГС и наклонно-направленных скважин - ННС (необходимость использования специального программного обеспечения).
На выбранном опытном участке было запроектировано бурение четырех ГС с длинами горизонтальных участков от 800 до 1000 м и 7-8 трещинами ГРП по описанной выше технологии. Для организации оптимальной (линейной) системы заводнения направление проводки горизонтальных участков скважин было выбрано таким образом, чтобы азимут создаваемых вдоль ствола трещин ГРП совпадал с азимутом преимущественного распространения трещин ГРП по месторождению.
На основе средних для данного участка месторождения параметров были проведены расчеты по определению дизайна многостадийного ГРП. Оптимальная масса проппанта на одну стадию выбиралась из прогноза продуктивности горизонтальных скважин с МСГРП, выполненного с помощью гидродинамического моделирования, и составила 70-110 т. Расчетная эффективная полудлина трещин равнялась 50-60 м, закрепленная высота – 70 м, средняя закрепленная ширина – 3,5 мм. Все работы по ГРП были проведены в соответствии с дизайном. Анализ фактических замеров подтвердил оценки геометрии трещин.
Для повышения эффективности принятых технологических решений использовалось трехмерное геолого-гидродинамическое моделирование процесса притока к скважинам с различными системами заканчивания.
Основная сложность построения адекватной гидродинамической модели в данном случае заключалась в корректном задании трещин ГРП. Обычно для численного гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений с использованием скважин c ГРП применяются следующие подходы [3].
Моделирование трещины ГРП при помощи отрицательного скин-фактора. Недостатком метода является отсутствие учета геометрии трещины и, как следствие, неправильное распределение давления и насыщенности в пласте.
Применение локального измельчения сетки в области трещины ГРП. Данный подход позволяет моделировать геометрию трещины, однако за счет измельчения сетки в разы увеличивается время расчета.
Время расчета при помощи отрицательного скин-фактора по сравнению с локальным измельчением сетки меньше в 1,5-2 раза. При условии сохранении заданной точности вычислений данныё подход является предпочтительным.
На первом этапе были построены тестовые модели однородного пласта для сравнения продуктивности ННС с ГРП и ГС с МСГРП. Предполагалось, что скважины работают с постоянным забойным давлением 5 МПа, полудлина трещин для ННС с ГРП равна 150 м, для 800 м ГС с семью трещинами ГРП – 50 м. Фильтрационно-емкостные свойства пласта и термобарические условия в модели соответствовали средним значениям по опытному участку месторождения: проводимость пласта – 6,15.10-3 мкм2.м, начальное пластовое давление – 26 МПа.
Целью второго этапа моделирования являлся расчет динамики дебитов ГС с МСГРП для технико- экономического анализа эффективности их применения на месторождении. На основе результатов интерпретации данных сейсморазведки, промысловых и геофизических данных по окружающим и разведочным скважинам была построена детальная секторная геолого-гидродинамическая модель (ГГДМ) опытного участка. Проведена адаптация секторной модели к фактическим показателям эксплуатации окружающих скважин. Сравнение расчетных и фактических дебитов нефти и воды показало высокую степень достоверности построенной газо-гидродинамической модели, достаточную для проведения прогнозных расчетов продуктивности скважин с различными системами заканчивания.
Прогноз динамики добычи был проведен для всех проектных ГС с МСГРП опытного участка. Сравнение прогнозных и фактических дебитов скважин после ввода их в эксплуатацию показало достаточно хорошую сходимость, что подтверждает корректность процедуры моделирования ГС с МСГРП.
2.14. Предложения мер по профилактике осложнений в процессе
эксплуатации скважин
Как уже отмечалось выше, вынужденные (внеплановые) остановки скважин на Новопортовском месторождении связаны с нарушением технологического режима отбора продукции, подачи реагентов-ингибиторов или неисправностями оборудования. Основная проблема, приводящая к вынужденным остановкам, – это образование гидратов в призабойных зонах, стволах и приустьевых участках выкидных линий.
Главными причинами аварийных ситуаций и аварийных остановок скважин на месторождении являются: 1) единичные нефтегазопроявления, создающие риск выброса углеводородов при разгерметизации устьевого оборудования; 2) поступление газового конденсата в межколонное пространство скважин, обусловленное низким качеством кремпления и негерметичностью резьбовых соединений обсадных колонн скважин (особенно в интервалах набора кривизны и многолетнемерзлых пород); 3) просадки мерзлых пород при оттаивании.
2.14.1. Меры по профилактике гидратных пробок
Мерой защиты от гидратных пробок, кроме ингибирования, може служить способ воздействия низкочастотными упругими колебаниями.
Как показывает анализ осложнений, связанных с газогидратообразованием в скважинах, движущаяся по трубе смесь переходит в неравновесное состояние, аналогичное состоянию переохлажденной жидкости, и на некотором расстоянии по длине трубы, нередко довольно большом, от отмеченной глубины возможного газогидратообразования. Лишь при возникновении естественного возмущения (местного сужения трубы, образованного, например, отложениями парафина) или активных центров газогидратообразования (структурированных граничных слоев вблизи поверхности металла или парафина) на твердой поверхности происходит образование и интенсивный рост крупных газогидратных агломератов.
Воздействие низкочастотными упругими колебаниями инициирует и интенсифицирует процесс образования газогидратного вещества в условиях, когда газогидрат может образовываться из смеси газа и воды [5, 8, 10].
При воздействии на глубине возможного гидратообразования низкочастотными упругими колебаниями на способную к гидратообразованию движущуюся смесь инициируется процесс зарождения кристаллов газогидрата. При этом, из-за отсутствия на данной глубине неравновесности и ускорения реакции газогидратообразования, гидратное вещество образуется сразу во всем объеме движущейся смеси в виде мелких несвязанных кристаллов («газогидратного снега») [8]. Движение смеси по стволу скважины вместе со взвешенными кристаллами газогидрата продолжается и при прохождении мест, где могла бы в обычных условиях образоваться сплошная газогидратная пробка (парафиновых сужений и т.д.), то еть газогидратообразующая способность смеси оказывается выработанной. Взвешенные в смеси кристаллические частицы не обладают способностью прилипать к стенкам трубы и образовывать твердые сплошные скопления. Закупоривания сечения трубы не происходит на всем возможном интервале гидратообразования. При дальнейшем движении с выходом за интервал газогидратообразования взвешенное кристаллическое вещество растворяется.
Таким образом, реализация ультразвуковое воздействие позволяет эффективно предотвращать образование твердых газогидратных отложений и пробок при добыче продукции из нефтегазовых скважин.
Данный способ может также эффективно применяться для предотвращения осложнений, связанных с газогидратообразованием при транспортировке водогазовых и водогазонефтяных смесей по трубам, где воздействие низкочастотными упругими колебаниями на движущуюся смесь будет происходить также в месте возможного начала гидратообразования на длине трубы.
Ультразвуковое воздействие можт осуществляться следующим образом. В нефтегазодобывающей скважине определяют известными методами глубину расположения начала зоны возможного газогидратообразования. Поднимают колонну насосно-компрессорных или фонтанных труб, по которым производится подъем нефтегазоводяной смеси на устье, и на длине трубы, соответствующей глубине начала зоны возможного гидратообразования, внутри трубы устанавливают устройство, производящее инициирующее низкочастотное колебательное воздействие, например, скважинный гидравлический генератор конструкции «АРМС-МЕДИТ» НИИ «Нефтеотдача», работающий на энергии движущегося потока газожидкостной смеси и продуцирующий низкочастотные колебания давления на частотах (30-100) Гц, с амплитудой (2-5) МПа.
Колонну труб вместе с установленным в требуемом месте генератором, а также другим штатным проектно-эксплуатационным оборудованием (ЭЦН и т.д.) опускают в скважину, осуществляют необходимые пусковые работы и вводят скважину в разработку. При движении газонефтеводяной смеси по трубе генератор производит интенсивные низкочастотные упругие колебания в движущейся смеси, и таким образом предотвращается образование гидратной пробки.
Способ опробован в условиях Талинского месторождения Западной Сибири. По проекту разработки производилась откачка нефти из скважин погружными центробежными электронасосами (ЭЦН) с глубины 2100 2600 м. Добываемая из скважин жидкость содержала большое количество углеводородного газа и воды и при подъеме на устье проходила низкотемпературные зоны вечной мерзлоты, в связи с чем эксплуатация скважин существенно осложнялась образованием газогидратных пробок на глубинах 300-400 м. Предварительные исследования показали, что на выбранной добывающей скважине глубина возможного начала гидратообразования составляет 220 м. Генератор конструкции «АРМС-МЕДИТ» НИИ «Нефтеотдача» устанавливался внутри колонны НКТ диаметром 73 мм (2,5") на длине, соответствующей глубине гидратообразования, и производилаяь откачка пластовой жидкости при помощи ЭЦН, установленного на глубине 1600 м, с расходом 30 т/сут. Генератор, работая на потоке протекающей по НКТ жидкости, с подобным расходом развивает, как показали предварительные стендовые исследования, амплитуду колебаний давления 1,6 МПа на частоте 60 Гц. Подобный режим эксплуатации обеспечивает предотвращение образования сплошных газогидратных сужений и пробок в стволе скважины и НКТ во время разработки [5].
Преимущества метода:
1. Высокая эффективность и надежность.
2. Простота эксплуатации, отсутствие больших энергозатрат.
3. Отсутствие больших материальных затрат.
4. Широкий диапазон применения.
5. Экологическая чистота.
2.14.2. Меры по ликвидации гидратных пробок
Для ликвидации крупных гидратных пробок можно рекомендовать применение малогабаритных электронагревателей. Основные требования, предъявляемые к выбору электронагревателя, сводятся к следующему:
- наружный диаметр не должен превышать 45 мм;
- оптимальная мощность не должна превышать 10 кВт;
- возможность получения максимально высокой температуры в торцевой части электронагревателя при контакте с гидратной пробкой;
- работоспособность электронагревателя и присоединяемых к нему элементов в условиях высоких давлений (до 30 МПа) в присутствии высокоминерализованной пластовой воды и высокой газонасыщенности.
Принципиальная схема малогабаритного электронагревателя диаметром 38–44 мм, длиной 1100 мм, весом 10 кг, мощностью 10 кВт, с рабочим напряжением 110 V и силой тока 30 А приведена на рис. 2.40 [5].


Рисунок 2.40 - Малогабаритный термический электронагреватель:
1 – шайба; 2 – гайка; 3 – текстолитовая шайба; 4 – резиновое уплотнение;
5 – нижний штекер; 6, 7, 10, 14 – фарфоровые изоляторы; 8 – разъединитель;
9 – фарфоровая шайба; 11 – фарфоровая крошка; 12 – спираль;
14 – корпус нагревателя; 15 – стержень

Однофазный трубный электронагреватель состоит из двух основных частей: разделки кабеля с верхним штекерным соединением и собственно нагревателя с нижним штекерным соединением. Его корпус в верхней своей части соединяется с разъединителем, а в нижней заканчивается головкой (концентратором тепла). Базовым нагревательным элементом является спираль из нихрома или ферхали. В нижней части электронагревателя находится специальный стержень, выполненный из материала, обладающего хорошей теплопроводностью – концентратор тепла на рабочей головке, способствующий интенсивной передаче тепла от спирали к головке. Герметичность электронагревателя обеспечивается резиновыми уплотнителями.
Спуск электронагревателя в скважину осуществляют через специальный лубрикатор на кабеле-тросе. Источником электроэнергии служит электрогенератор переменного тока мощностью 30 кВт, смонтированный на передвижном прицепе.
2.14.3. Меры по борьбе с просадками из-за растепления
Важными характеристиками мерзлых пород, определяющими динамику возможных нарушений в приустьевой зоне и оказывающими существенное влияние на эксплуатационную надежность добывающих скважин, являются:
1) температура пород на глубине нулевых амплитуд и ниже по разрезу (определяет прочность и устойчивость пород в мерзлом состоянии и влияет на скорость оттаивания при тепловых воздействиях;
2) дисперсность пород, заданная рядом «пески–супеси–суглинки–глины», и характер их залегания (существенно влияет на степень устойчивости пород при оттаивании);
3) общая засоленность (соответствует температуре начала оттаивания пород);
4) льдистость за счет видимых включений;
5) коэффициент оттаивания мерзлых пород (определяет величину осадки мерзлого грунта при его оттаивании на заданную глубину, льдистость за счет видимых включений является косвенным показателем этой осадки). Коэффициент оттаивания является дифференциальной характеристикой разреза, показывающей величину относительной осадки каждого его слоя (заданной мощности).
Интегральной величиной, определяющей осадку всей мерзлой толщи при ее оттаивании до заданной глубины, является суммарная осадка, вычисляемая как сумма осадок всех слоев, слагающих мерзлый массив. Обычно льдистость пород за счет включений (и соответствующий коэффициент оттаивания), начиная с некоторой глубины, не превышающей, как правило, 100 м, монотонно снижается. Глубину, начиная с которой коэффициент оттаивания слоев не превышает 0,01 (при этом и меньшем значении коэффициента суммарная осадка слоя мощностью 200 м не превысит 2 м, и ее последствия могут быть достаточно просто устранены), можно условно отождествить с нижней границей верхнего слоя мерзлых пород, подверженных осадкам при оттаивании, а вертикальная протяженность этого слоя будет характеризовать мощность просадочной (при оттаивании) мерзлой толщи. Мощность просадочной толщи и определяемая ею суммарная осадка мерзлых пород при их оттаивании также являются важными характеристиками массива мерзлых пород. Величина суммарной осадки грунта в приустьевой зоне характеризует протяженность вертикального участка ствола, лишенного боковой опоры во вмещающих породах. Она также дает информацию о величине зазора между кровлей оттаявших (и осевших) пород и подошвой мерзлого свода, перекрывающего зону протаивания. Эти характеристики являются важными параметрами, которые определяют конструкцию скважин для конкретных инженерно-геокриологических условий, а также позволяют оценить объем грунта, необходимого для ликвидации приустьевых воронок в процессе эксплуатации скважин.
Для контроля проседания поверхности на месторождениях Севера создаютя термометрические посты наблюдений, расположены в пределах кустовых площадок. При температуре газа на устьях добывающих скважин в несколько десятков градусов основной целью замеров температуры является оценка теплового воздействия эксплуатационной скважины на грунты в приустьевой зоне. Термометрический пост может включать термометрические скважины с длиной в подземной части от 10 до 11 м. Скважины расположены в несколько рядов, которые расходятся в радиальном направлении от эксплуатационной скважины.
Измерение температуры проводится гирляндами датчиков через каждый метр в подземной части. Периодичность замеров температуры в первый год оборудования должна быть не реже 1 раза в месяц. В последующие годы в связи с относительной стабилизацией температурного поля периодичность замеров ожжет быть снижена до четырех, трех, затем двух раз в год.
Показания по термоскважинам, удаленным на одинаковое расстояние от эксплуатационной скважины, объединяются в группы и усредняются по всем термоскважинам в группе.
При сроке эксплуатации 10 лет тепловое влияние обычно прослеживается для первой и второй групп термоскважин, расположенных на минимальных расстояниях от эксплуатационной скважины (5 и 10 м). Тенденция повышения температуры на этих расстояниях весьма заметна. Температура на расстоянии 5 м устойчиво принимает положительное значение примерно через 3–4 года эксплуатации. При этом радиус протаивания остается в пределах от 5 до 10 м. Влияние основной скважины на более далеких радиусах (>10 м) практически не ощущается, а тепловое состояние грунтов близко к таковому в месте расположения контрольной скважины.
Методы прогноза динамики протаивания грунтов в основании кустовой площадки должны учитывать влияние отрицательной среднегодовой температуры поверхности массива пород и взаимное тепловое влияние соседних скважин [Горелик, Дзик, 1990; Горелик и др., 2008]. Только в этом случае могут быть определены геометрические параметры мерзлого свода, перекрывающего талую зону вблизи скважин [Бельмас и др., 1989]. Однако, поскольку расстояние между устьями на кустовых площадках Новопортовского месторождения составляет 40 м (что исключает слияние таликов от соседних скважин за 30-летний срок их эксплуатации), то для оценки протаивания на глубине 10 м и 20 лет эксплуатации с достаточной точностью можно воспользоваться решением без учета взаимовлияния скважин.
Условия безопасной эксплуатации скважин требуют непрерывного контроля за состоянием грунтов приустьевой зоны скважин и своевременного устранения последствий оттаивания мерзлых пород.
Объекты мониторинга (кустовые площадки) слдует выбирать по трем параметрам.
1. Срок эксплуатации скважин. С изменением этого параметра наблюдаются существенные отличия в проявлении негативных последствий. При эксплуатации новой (1–5 лет) скважины породы в наибольшей степени подвержены тепловому влиянию, вероятность образования приустьевых воронок у них выше.
2. Конструкция скважин. На исследуемой площади имеются скважины с двух- и трехколонной конструкцией. Тепловое влияние напрямую зависит от толщины цементного камня, теплоизоляционных свойств обсадных колонн и лифтовой трубы.
3. Температура газа на устье скважины. Этот параметр также оказывает сильное влияние на степень теплового воздействия на мерзлые породы. Скважины, работающие в более высоком температурном режиме, имеют большую вероятность образования приустьевых воронок.
С учетом вариации этих параметров для визуальных наблюдений были выбраны 7 кустовых площадок Новопортовской площади, на которых размещено от 3 до 10 скважин в пределах одной площадки. Выбранные площадки характеризуются наиболее высокой температурой на устье скважин, что предопределяет их максимальное воздействие на мерзлые породы.
Площадки разделены на две группы, скважины на которых имеют различные технические и технологические характеристики. К первой группе относятся скважины кустов № 138 и 214.
В пределах кустовой площадки № 138 размещено 9 скважин (в настоящий момент эксплуатируется 6), на площадке № 130В размещено 10 скважин (эксплуатируется 8). Из всех скважин этой группы только три (162, 147, 130) имеют трехколонную конструкцию, все остальные двухколонные (включают кондуктор и эксплуатационную колонну).
Во вторую группу входят скважины кустов № 142, 184, 133. На всех площадках (кроме последней) размещено по пять скважин, на площадке 133 – три скважины. Конструкция всех скважин является стандартной и содержит три колонны (кондуктор, техническая и эксплуатационная).
По данным наблюдений, приустьевые воронки образуются, как правило, на одних и тех же кустовых площадках независимо от срока их эксплуатации. По-видимому, это указывает на наличие локальных особенностей в свойствах грунтов в основании этих площадок, способствующих развитию просадок. Установление этих особенностей – одна из задач дальнейших исследований.


Рисунок 2.41 - Фотографии нарушений на обследуемых скважинах

Приустьевые воронки на скважинах нового фонда (со сроком эксплуатации до 5 лет) образуются ежегодно (рис. 2.41, б). Как отмечалось выше, это обусловлено значительным тепловым воздействием скважины на окружающие породы в первые несколько лет ее эксплуатации. Диаметр воронок составляет 1,5–2,5 м, глубина 0,5–1,0 м, иногда больше. Например, на рис. 2.41, г видна воронка вблизи скв. 132. Ее развитие прослеживается за шахтным колодцем под бетонными плитами. Диаметр воронки около 4 м. Иногда они образуются за очень непродолжительный период. Примером может служить приустьевая воронка в зоне действия скв. 151 (см. рис. 2.41, в), которая сформировалась за 2–3 недели в период технологического отжига скважины. До отжига скважина находилась в простое. На фотографии виден кратер воронки, дно которой заполнено водой. Диаметр воронки около 1 м, глубина более 1 м.
Наиболее простым и эффективным мероприятием, устраняющим негативные последствия оттаивания, является подсыпка грунта в приустьевую воронку, образующуюся в результате просадок. Таким способом обеспечивается боковая опора для ствола скважины на всем участке просевших пород, а также осуществляется вытеснение водосодержащих масс из приустьевой зоны скважины, что повышает продольную устойчивость колонны и снижает нагрузки на крепь при обратном промерзании.
На засыпку воронки требуется от 2 до 5 м 3 песка. На Новопортовском месторождении подсыпка песка на кустовых площадках должна происходить периодически в весенне-летний сезон после схода снежного покрова и прогрева верхнего слоя грунта. Через год они вновь образуются. Однако по прошествии нескольких лет этот процесс, как правило, затухает почти до нуля.
Кроме мониторинга и борьбы с последствиями оттаивания грунта могут быть применены различные способы защиты скважин от воздействия ММП: управляемое промораживание прискважинной зоны; закачка хладоносителя в затрубное пространство скважины для охлаждения мерзлых пород; теплоизоляция обсадных и лифтовых колонн скважин.
Надежную и длительную работу скважины должна обеспечить в первую очередь ее конструкция. Применение в конструкции скважин северных месторождений теплоизолированных обсадных и лифтовых труб (ТЛТ) позволяет одновременно замедлить оттаивание мерзлоты и образование гидратов. Для условий Новопортовского месторождения может быть рекомендована конструкция ТЛТ с теплотизоляцией из полых цилиндрических блоков кварцевого и базальтового волокна [24], эффективность которой подтверждена на Бованенковском НГКМ.
Стальная несущая труба и стальной кожух соединяются посредством патрубка из нержавеющей стали, который может иметь четвертьторовую форму (рисунок 2.42). Между защитной втулкой и патрубком находится муфтовый вкладыш (например, из фторопласта), коэффициент теплопроводности которого не должен превышать 0,07 Вт/м·К. Секции теплоизолированных труб соединяются при помощи муфты несущей трубы. Для поддержания вакуума между трубой и кожухом размещены геттеры, которые поглощают и удерживают выделяющийся из структуры металла газ.
В кольцевом пространстве между коаксиально расположенными кожухом и несущей трубой с вакуумным клапаном находится теплоизоляция, коэффициент теплопроводности которой при температуре 268÷303 К должен составлять ≤ 0,009 Вт/м∙К. Толщина изоляции ТЛТ–168х114 – до 15 мм, зазор между изоляцией и внутренним диаметром несущей трубы не менее 3 мм. Возможная температура применения изоляции –150÷+700 оС.
Теплоизоляция выполнена в виде полых цилиндрических блоков из кварцевого или базальтового волокна (ТЗМК и ТЗМБ – термозащитный материал кварцевый и базальтовый, соответственно), которые обладают низкой теплопроводностью и устойчивостью к воздействию агрессивных сред (рисунок 2.43).


Рисунок 2.42 - Теплоизолированная лифтовая труба:
1 – кожух; 2 – труба несущая; 3 – теплоизоляция; 4 – втулка защитная;
5 – вакуумный клапан; 6 – муфта несущей трубы; 7 – патрубок торцевой;
8 – геттер; 9 – центрирующее кольцо; 10 – вкладыш муфтовый


Рисунок 2.43 - Изоляция ТЗМК и фрагмент ТЛТ–114х73
Для вакуумирования кольцевой полости ТЛТ и последующей герметизации отверстия в несущей трубе предназначен вакуумный клапан (рисунок 2.44). Он выполнен в виде седла (1), заранее приваренного в отверстие несущей трубы (7). Седло клапана имеет сквозное отверстие в центре и двухступенчатую цилиндрическую полость. Внутри седла установлена заглушка (4), снабженная резиновыми уплотнительными кольцами круглого сечения (6). На заглушку крепится упор из уплотнительного материала (2) и затем завинчивается крышка–гайка (3), резьба которой заполнена герметичной уплотнительной смазкой. Вакуумный клапан обеспечивает степень вакуумирования кольцевой полости не менее 0,07÷0,08 Па. Вакуумирование повышает надежность ТЛТ.
Отличием данной конструкции от известных конструкций клапанов является то, что в седле клапана расположена двухступенчатая цилиндрическая полость для защиты от разгерметизации трубы. Помимо этого заглушка клапана с уплотнительными резиновыми кольцами устанавливается в отверстие седла клапана и дополнительно уплотняется кольцевым упором и крышкой-гайкой, на резьбу которой нанесена уплотнительная отверждающая смазка.

Рисунок 2.44 – Принципиальная схема вакумного клапана:
1 – седло, 2 – упор из уплотнительного материала, 3 – крышка–гайка резьбовая,
4 – заглушка, 5 – сварной шов, 6 – кольца уплотнительные, 7 – несущая труба,
8 – кожух, 9 – теплоизоляционный материал
Сборка ТЛТ предусматривает следующие операции [24]: приварка патрубка на одном конце кожуха, укладка теплоизоляции, приварка патрубка на другом конце кожуха, установка кожуха в несущей трубе, размещение геттеров, приварка патрубков к несущей трубе, приварка вакуумного клапана, вакуумирование межтрубной полости ТЛТ и герметизация вакуумного отверстия.
Для работ по вакуумированию в несущей трубе ТЛТ делают откачное отверстие и рядом с ним извлекают теплоизоляционный материал из межтрубного пространства. В откачное отверстие приваривают седло клапана и устанавливают в нем уплотнительную прокладку. Устройство для вакуумирования соединяется с вауумным насосом и навинчивается на внутреннюю резьбу седла клапана. После завершения работ по вакуумированию в отверстие седла клапана опускают заглушку, отвинчивают устройство для вакуумирования, убирают уплотнительную прокладку, устанавливают упор с крышкой–гайкой.


Рисунок 2.45 - Теплоизолированная лифтовая труба СинТЗ:
1 – труба наружная, 2 – труба внутренняя, 3 – муфта, 4 – втулка защитная,
5 – вкладыш муфтовый, 6 – центратор, 7 – экранно–вакуумная теплоизоляция с
газопоглотителями, 8 – клапан
Синарский трубный завод (СинТЗ) производит ТЛТ с условным диаметром наружной трубы 168 и 114 мм (ТУ 14–161–236–2010) с многослойной вакуумной изоляцией (рисунок 2.45). Коэффициент теплопроводности теплоизоляции ТЛТ ≤ 0,012 Вт/м∙К. Давление в межтрубном пространстве ≤ 8∙10-2 Па. Трубы могут применяться при давлении 0÷35 МПа и температуре –7÷+100 оС [82]. В настоящее время более 250 эксплуатационных скважин Бованенковского НГКМ оборудованы ТЛТ, которые изготовлены на СинТЗ.
2.14.3. Меры по борьбе с неконтролируемыми выбросами газа
При обнаружении ГНВП вахта должна выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины, а также информировать о ситуации руководство. После подтверждения факта газонефтеводопроявления вызывается спецбригада по его устранению. К работам по устранению ГНВП допускают только рабочих и специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.
Ликвидация ГНВП производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления. С целью приостановки газонефтеводопроявления одновременно создаётся оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.
Если при спуске оборудования вследствие газонефтеводопроявления возникает фонтанирование, то принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
Для перекрытия скважины при газонефтеводопроявлении применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе двух насосов, то предусматривают их работу из одной ёмкости, либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.
После выяснения истинной причины возникновения ГВНП необходимо выбрать наиболее эффективный метод действий:
Ступенчатое глушение скважины. Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака. При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине. За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины. Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.
Двухстадийное глушение скважины при газонефтеводопроявлении. Метод заключается в чётком разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На первой стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на второй проводят замену рабочей жидкости.
Двухстадийное растянутое глушение скважины. При выявлении газонефтеводопроявления вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой. Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии ёмкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости. Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени по сравнению с обычным двухстадийным процессом, метод и получил такое название.
Ожидание утяжеления скважины. После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью. При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить газонефтеводопроявление и всплытие флюида на поверхность.
2.14.4. Меры по контролю безопасных режимно-технологических
параметров работы скважин
Технологический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:
а) пластовым, забойным и устьевым давлениями;
б) дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором;
в) типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.).
Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти, жидкости и газа, и утверждаются главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки.
Ответственность за соблюдением установленных режимов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.
Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической службами нефтегазодобывающих предприятий. Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, (эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и т. д.).
Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее – диаметра его проходного отверстия. В процессе эксплуатации контролируют дебит, обводненность, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или дебит газа, показания буферного и межтрубного манометров, отмечают характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят резулировочные кривые, т.е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера (рис. 2.46).

Рисунок 2.46 - Регулировочные кривые фонтанной скважины:
d – диаметр штуцера; 1 – Рс, забойное давление, МПа; 2 – Г0, газовый фактор, м3/м3;
3 – Q, дебит скважины, м3/сут; 4 – ΔР, депрессия, МПа; 5 – П, содержание
песка в жидкости, кг/м3; 6 – n, содержание воды в продукции скважины, %
Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы. Безопасность режима определяется, в частности, следующими условиями:
на забое скважины поддерживается такое давление, при котором отсутствует риск смятия обсадной колонны;
давление на буфере или в межтрубном пространстве не превышает опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;
давление на буфере скважины больше давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;
отсутствуют пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования.
В процессе наблюдения за скважинами должны производиться периодические осмотры арматуры и фиксироваться нарушения герметичности в соединениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров. О нарушениях нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита и обводненности, количества песка и т.п.
Например, падение буферного давления при одновременном повышении межтрубного может указать на опасные пределы отложения гидратов в подъемных трубах.
Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании пробки или накоплении минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ.
Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены.
Засорение штуцера или отложение гидратов в манифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.
Выводы
1. Новопортовское месторождение открыто в 1964 г. На первом этапе освоения в 1964-1970 гг. была пробурена 31 разведочная скважина, на втором этапе освоения в 1975-1987 гг. - 86 разведочных скважин.
До 2012 г. скважины, пробуренные на месторождении, большей частью находились в консервации из-за отсутствия необходимой инфраструктуры.
На третьем этапе освоения в 2000-2012 гг. ООО «Газпром Добыча Надым» приступил к реализации проекта опытно-промышленной эксплуатации 20-ти скважин. В дальнейшем право на разработку Новопортовского месторождения перешло к компании «Газпромнефть», и в 2013 г. новый оператор проекта «Газпромнефть Новый Порт» завершил программу бурения в рамках опытно-промышленной эксплуатации месторождения.
В 2014 г. «Газпромнефть» приступила к выполнению программы эксплуатационного бурения. В течение 4-го этапа освоения месторождения (с 2012 г. по настоящее время) на месторождении пробурено свыше 200 эксплуатационных скважин.
2. Полномасштабная промышленная эксплуатация Новопортовского месторождения осуществляется с 2016 г. после открытия морского ледового нефтеналивного терминала «Ворота Арктики», предназначенного для обеспечения круглогодичной отгрузки нефти с месторождения. Действующим проектным документом является «Технологическая схема разработки Новопортовского газоконденсатного месторождения», составленная в 2013 г. «ТюменьНИПИнефть». Текущей концепцией разработки объекта Ю2-6 предусматриваются рядная система горизонтальных скважин длиной 1000 м (расстояние между рядами - 400 м, между скважинами в ряду - 100 м), проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МСГРП), отработка на нефть нагнетательных скважин. Плотность сетки 86,6 га/скв. Проектный фонд скважин – 425, в т.ч. добывающих – 378, (из них горизонтальных – 118, наклонно-направленных – 118, наклонно-направленных с пологим окончанием – 142), нагнетательных – 47.
3. По состоянию на 01.01.2019 г. на Новопортовском НГКМ в эксплуатации находятся 227 скважин, 27 из которых – многоствольные. Разрабатываются 6 продуктивных пластов. Всего добыто свыше 15 млн. тонн нефти. К 2020 г., исходя из оптимального плана разработки месторождения, ожидаемый годовой уровень добычи нефти может составить 8,1 млн. т. Все скважины эксплуатируются фонтанным способом. По мере обводнения продукции добычу планируется вести с помощью УЭЦН.
4. Нештатные ситуации, приводящие к вынужденным (внеплановым) остановкам скважин на Новопортовском месторождении, возникают преимущественно из-за образования гидратов в призабойных зонах, стволах и приустьевых участках выкидных линий. Вынужденные перерывы в работе скважин связаны с временной потерей управляемости и не осложняют последующее восстановление штатного режима их работы. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцеры и регуляторы давления в составе устьевого оборудования. На 01.01.2019 г. фонд осложненных скважин по месторождению включает 112, из них бездействующих - 28, в том числе с пробками – 7. Наиболее интенсивно гидраты осаждаются на стенках труб в интервале 100-900 м при любых способах эксплуатации скважин.
5. Основными причинами аварийных ситуаций и аварийных остановок скважин на месторождении (с потерей управляемости) являются:
1) единичные нефтегазопроявления, создающие риск выброса углеводородов при разгерметизации устьевого оборудования;
2) поступление газового конденсата в межколонное пространство скважин, обусловленное низким качеством крепления и негерметичностью резьбовых соединений обсадных колонн скважин, особенно в интервалах набора кривизны и многолетнемерзлых пород;
3) просадки многолетнемерзлых пород при оттаивании.
6. Для уменьшения количества вынужденных остановок, обусловленных гидратообразованием, с учетом местных климатических условий рекомендуются следующие защитные меры:
1) регулирование температуры и давления в стволе скважины, поддержание безгидратного дебита;
2) обработка скважин ингибиторами с целью предупреждения образования гидратных пробок, для устранения которых на месторождениях Ямальской группы требуется остановка скважин на несколько недель и даже несколько месяцев; в качестве ингибиторов рекомендуются метанол, гликоли (этиленгликоль, ди- и триэтиленгликоли), этилкарбитол, эфироальдегдная фракция, водный раствор хлористого кальция, реагент комплексного действия Нитон-1001-ДГО, а также смеси реагентов с низкой температурой замерзания;
3) использование малогабаритных термических электронагревателей;
4) воздействие низкочастотными упругими колебаниями с применением скважинного гидравлического генератора конструкции «АРМС-МЕДИТ» НИИ «Нефтеотдача», работающего на энергии движущегося потока газожидкостной смеси и продуцирующего низкочастотные колебания давления на частотах (30-100) Гц, с амплитудой (2-5) МПа.
7. К внештатным ситуациям при реализации защитных мер относятся неполадки в технологическом процессе, устраняемые без остановки оборудования, например: отклонение от норм технологического процесса по давлению, температуре, скорости выхода продукции и подачи реагентов, качеству продукции; отключение приборов контроля.
Для наиболее эффективного и экономичного управления процессом ингибиторной защиты рекомендуется дозированная подача реагента (метанола) непосредственно на забой скважин. Наземный блок дозирования реагента оснащен емкостью для хранения метанола под азотной подушкой давлением 1,2-2,0 кПа. Для предотвращения аварийных ситуаций предусмотрена система автоматического контроля паров метанола (содержание воды не должно превышать 0,02%). При опасном повышении концентрации паров метанола срабатывает аварийная вентиляция, а в случае угрозы пожара - система автоматического отключения аварийной вентиляции и всего электрооборудования, система звукового и светового оповещения. Для понижения высокого давления в системе «азотного дыхания» пульт оператора оснащен редукторами; имеется также регулятор давления газа для понижения давления до рабочего значения при возникновении внештатной ситуации.
Для подачи метанола внутрь эксплуатационной колонны предназначено устройство дозирования с комплектом грузов, в состав устройства входят: а) муфта-клапан, имеющая перенастраиваемый порог срабатывания; б) карабин, сотсоящий из двух частей, свободно вращающихся относительно друг друга; в) комплект грузов, который увеличивает вес, что упрощает спуск устройства и исключает перегиб скважинного трубопровода.
8. Для обеспечения безгидратного режима по стволу скважины и предупреждения внеплановых остановок необходимо определять требуемый расход ингибитора на забое скважины. Расчет по шести скважинам показал, что при температуре -40 оС расход метанола для глубин залегания пластов Ю2-6 составляет от 0,027 до 0,642 кг/тыс.м3. С увеличением дебита смеси газа и конденсата удельный расход ингибитора уменьшается.
9. Для предотвращения аварийных ситуаций при эксплуатации фонтанных скважин, включая открытые нефтегазопроявления, рекомендуется:
1) постоянно контролировать параметры технологического режима: дебит, обводненность, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважин, газовый фактор или дебит газа, показания буферного и межтрубного манометров, а также характер работы скважины: наличие пульсаций, их ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов;
2) производить периодические осмотры арматуры и фиксировать нарушения герметичности в соединениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров;
3) диагностировать нарушения нормальной работы скважин по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, а именно:
опасные пределы отложения гидратов в подъемных трубах - падение буферного давления при одновременном повышении межтрубного давления;
образование пробки или накопление минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ - одновременное снижение буферного и межтрубного давления;
разъедание штуцера и необходимость его замены - падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита;
засорение штуцера или отложение гидратов в манифольде и в выкидном шлейфе - рост буферного и межтрубного давления при одновременном уменьшении дебита;
4) использовать клапаны-отсекатели, которые управляются с устья скважины и перекрывают ствол скважины в случае отклонения режима работы скважины от заданного, разгерметизации устья или системы управления клапаном, а также в случае возникновения пожара (комплексы КУСА и КОУК);
5) использовать поверхностные отсекатели механического действия, устанавливаемые на манифольдных линиях, например, РОМ-1. Данное устройство срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование гидратной пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).
10. Для эффективного предотвращения аварийных ситуаций при эксплуатации скважин установками ЭЦН следует поддерживать исправность трансформаторной подстанции, которая обеспечивает управление работой погружного насосного агрегата, включая запуск и остановку, и его защиту при аномальных режимах. Например, в случае резкого возрастания силы тока (это наблюдается, в частности, при заклинивании вала погружного насосного агрегата) защита по перегрузке отключает установку. При существенном падении силы тока (например, вследствие срыва подачи насоса из-за вредного влияния свободного газа) станция управления, имеющая защиту по недогрузке, также отключает УЭЦН.
Одним из наиболее ответственных элементов установки ЭЦН является обратный клапан, который предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата.
Для поддержания безопасного технологического режима и постоянного контроля его параметров – давления, температуры, вибрации - рекомендуется применение термоманометрических систем (например, ТМС-З). Система обеспечивает защиту погружных агрегатов от аномальных режимов работы, таких как перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого.
11. Возникновение аварийных ситуаций возможно в связи с ошибками, запаздыванием, бездействием персонала в штатных и нештатных ситуациях. К ним относятся нарушение должностных инструкций и инструкций по выполнению технологических операций; ошибочные действия при ремонтных работах на объекте; проведение постоянных или временных огневых работ без специального разрешения и контроля и т.п. Особую опасность представляют ошибки при пуске и остановке скважин, ведении ремонтных, профилактических и других работ, связанных с неустойчивыми переходными режимами. В случае неправильных действий персонала существует возможность разгерметизации систем и возникновения аварийных ситуаций.
Требования к действиям персонала на Новопортовском месторождении обусловлены, в том числе, климатическими условиями. Так, в станциях управления предусмотрены ручной и автоматический режимы работы. В ручном режиме после остановки УЭЦН (например, из-за аварийного отключения электроэнергии) повторно запустить насос в работу можно только вручную. В автоматическом же режиме предусмотрен самозапуск установки через некоторое время после возобновления подачи электроэнергии. Это удобно тем, что для запуска установок нет необходимости объезжать все скважины фонда. Однако в зимних условиях на месторождениях Крайнего Севера и Западной Сибири существует опасность замерзания устьевой арматуры и выкидной линии скважины при остановке насоса, по этой причине автоматический самозапуск нежелателен.
Более предпочтительным здесь является ручной запуск установки. При этом оператор приезжает на скважину и включает насос в работу только после пропаривания устьевой арматуры и выкидной линии.
12. Для предотвращения аварийных ситуаций, связанных с поступлением газового конденсата в заколонное и межколонное пространство скважин, необходимо устанавливать их причины, а именно:
1) негерметичное или разгерметизированное при опрессовке цементное кольцо за обсадными колоннами скважин выше покрышки продуктивного пласта, включая пространство за кондуктором (по причине падения гидростатического давления столба тампонажного раствора и уменьшения объема цементного камня в процессе ожидания затвердевания цемента);
2) негерметичность цементного кольца между обсадной колонной и кондуктором в интервале около 500 м и более;
3) негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн скважин, особенно в интервалах набора кривизны и многолетнемерзлых пород.
Данные осложнения возникают на этапе бурения скважин и часто связаны с неконтролируемым процессом протаивания мерзлых пород при конвективном движении бурового раствора, повышенным кавернообразованием вследствие частичного обрушения и выноса оттаявших пород и, как следствие, с невозможностью качественного цементирования и крепления элементов конструкции скважины.
Одним из направлений снижения аварийности при эксплуатации скважин на месторождениях Ямальской группы является использование при их строительстве тампонажных растворов с пониженным тепловыделением при застывании и низкой теплопроводностью.
13. Специфическим видом аварий при эксплуатации скважин, расположенных в районах распространения многолетнемерзлых пород, является смятие и нарушение резьбовых соединений обсадных колонн, осадка направления и кондуктора, искривление ствола скважины. Причина - оттаивание и обратное промерзание мерзлых пород приустьевой зоны, образование больших каверн, обвалы и просадки грунта около скважин. Тепловые воздействия на вмещающие мерзлые породы существенно возрастают при кустовом способе разработки месторождений из-за теплового взаимного влияния скважин. Приустьевые провалы наблюдаются главным образом вблизи вновь вводимых скважин со сроком эксплуатации 2-3 года. Характерные размеры провалов: диаметр 1-2 м (реже до 10 м), глубина 1-2 м (реже до 6 м).
Условия безопасной эксплуатации скважин требуют непрерывного контроля за состоянием грунтов приустьевой зоны и своевременного устранения последствий оттаивания мерзлых пород. Наиболее простым и эффективным мероприятием, устраняющим негативные последствия оттаивания, является подсыпка грунта в приустьевую воронку, образующуюся в результате просадок.
Другая мера защиты – это применение в конструкции скважин теплоизолированных обсадных и лифтовых труб, что позволяет одновременно замедлить оттаивание мерзлоты и образование гидратов.
Рекомендуется непрерывный мониторинг ситуации, включая: режимные инструментальные наблюдения за динамикой температурного поля грунтов в приустьевой зоне скважин на кустовых площадках месторождения; регулярные наблюдения за динамикой просадок грунтов; фиксацию других технических нарушений, возникающих при эксплуатации скважин. Термометрический пост может включать термометрические скважины с длиной в подземной части свыше 10 м, расположенные в виде рядов, радиально расходящихся от эксплуатационной скважины. Рекомендуемое расстояние между скважинами внутри ряда порядка 5 м. Измерение температуры проводится гирляндой датчиков через каждый метр в подземной части. Периодичность замеров температуры в первый год эксплуатации скважины – один раз в месяц, в последующие годы – четыре, три, два раза в год. Также необходим контроль температуры продукции на устье эксплуатационной скважины. Скважины, работающие в более высоком температурном режиме, имеют большую вероятность образования приустьевых воронок.
14. В 2015 г. в рамках опытно-промышленных работ в шести скважинах Новопортовского месторождения был проведен многостадийный ГРП с последующей краткосрочной отработкой. Также была пробурена скважина с максимальной протяженностью ствола - 4363 метра. В 2016 году запущен проект по разработке новых нефтяных залежей северной части месторождения. Пилотную скважину № 9653 длиной 3978 метров пробурили на кустовой площадке № 21 на объект Ю2-6, начальный дебит нефти составил 140 т/сут. При освоении скважины был проведен 21-стадийный гидроразрыв пласта по технологии Premium Port. В перспективе на участке планируется пробурить 185 нефтяных скважин на 10 кустовых площадках, пик добычи ожидается в 2022 г.
15. Многостадийный ГРП на Новопортовском месторождении осуществляется по шаровой (традиционной) и бесшаровой технологии, рассмотренной в специальном вопросе.
По шаровой технологии по завершении каждой стадии ГРП в скважину сбрасывается специальный шар (композитный или металлический), изолирующий предыдущий интервал и открывающий отверстие хвостовика напротив следующего интервала проведения ГРП. Диаметр шаров уменьшается от зоны к зоне, и количество операций ГРП ограничивается конструктивными особенностями скважин. После завершения операции шары и муфты необходимо специально разрушать.
В МСГРП по «бесшаровой» технологии в качестве изолятора используются многоразовые уплотняющие «подушки» - пакеры. Оборудование для открытия муфт, закрывающих места будущих разрывов, с инсталлированным пакером спускается в скважину на гибких трубах (колтюбинге). Пакеры увеличиваются в размере при механическом сдавливании и отделяют зоны с уже проведенными гидроразрывами, параллельно открывается новая муфта. После выполнения работ пакер возвращается к исходному размеру, и оборудование транспортируется к следующему порту (не требует разрушения). «Бесшаровая» технология позволяет увеличить количество стадий гидроразрыва, а также проводить исследования внутри скважины и, что особенно важно, повторный ГРП.
К передовым методикам проведения МСГРП относятся также селективный инструмент для абразивной перфорации Poseidon, система для проведения ГРП Mangust, мультистадийная система Multistage Unlimited System, система заканчивания скважин «ZoneSelect» с селективным разделением пластов в открытом стволе компании Weatherford и другие, рассмотренные в настоящей работе.
16. По результатам эксплуатации нескольких скважин после проведения в них многостадийного ГРП отмечались резкий рост газового фактора и высокая обводненность. Это свидетельствует о прорыве трещин ГРП за пределы нефтяной оторочки. Таким образом, актуальной задачей является выработка альтернативных проектных решений, в частности, рассмотрение различных вариантов заканчивания скважин. В 2018 г. «Газпромнефть» приступила к промышленной разработке новопортовской толщи. Первая эксплуатационная горизонтальная скважина была пробурена на пласт НП8 - второй по продуктивности пласт горизонта. Протяженность ствола скважины превысила четыре километра, а длина горизонтального отвода составила почти тысячу пятьсот метров. К концу 2019 года на участке НП-8 запланировано пробурить в общей сложности четырнадцать эксплуатационных скважин, а через два года их количество должно возрасти до пятидесяти. В 2018 г. завершено строительство на Новопортовском месторождении первой в России многозабойной скважины с четырьмя горизонтальными обсаженными стволами. Общая проходка составила 6756 м, из них 4411 м пробурены в целевом пласте, залегающем на глубине 1000 м.
С учетом опыта разработки месторождений с высокой расчлененностью, наличием газовой шапки, подстилающей воды и низкими фильтрационно-емкостными свойствами пластов бурение длинных или многоствольных горизонтальных скважин является одним из перспективных методов увеличения нефтеотдачи, сокращения капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Выполнен расчет показателей экономической эффективности ГТМ на эксплуатационном объекте. На месторождениях п-ва Ямал все большее распространение получают методы борьбы с гидратообразованием при помощи воздействия низкочастотными упругими колебаниями.
Ниже произведен расчет экономической эффективности применения скважинного гидравлического генератора конструкции «АРМС-МЕДИТ» НИИ «Нефтеотдача».
Способ осуществляется следующим образом.
В нефтегазодобывающей скважине определяют глубину расположения начала зоны возможного газогидратообразования. После подъема колонны насосно-компрессорных или фонтанных труб, по которым нефтегазоводяная смесь доставляется на устье скважины, на глубине, соответствующей началу зоны возможного гидратообразования, внутри трубы устанавливают скважинный гидравлический генератор конструкции «АРМС-МЕДИТ» НИИ «Нефтеотдача». Устройство работает на энергии движущегося потока газожидкостной смеси и продуцирует низкочастотные колебания давления на частотах (30-100) Гц, с амплитудой (2-5) МПа. Далее колонну труб вместе с установленным в требуемом месте генератором, а также другим штатным проектно-эксплуатационным оборудованием (ЭЦН и т.д.) опускают в скважину, осуществляют пусковые работы и вводят скважину в эксплуатацию. При движении газонефтеводяной смеси по трубе генератор производит интенсивные низкочастотные упругие колебания в движущейся смеси, что исключает образование гидратной пробки.
Для сравнения произведен расчет затрат на проведение работ по ликвидации гидратообразования в случае получения гидратной пробки в стволе скважины.
Внедрение метода воздействия низкочастотными упругими колебаниями требует дополнительных капитальных вложений и обеспечивает при этом уменьшение количества и стоимости ремонтов скважин. Поэтому расчет экономического эффекта от внедрения метода производится по формуле:
(3.1)
где: З1 и З2 – приведенные затраты на добычу газоконденсата соответственно в базовом и сравниваемом варианте, руб/т; А2 – количество добытого газа при безаварийной работе, тыс. м3/год.
(3.2)
(3.3)
где Ен – нормативный коэффициент равный 0,15; Сг – себестоимость одной тысячи м3 газа, Сг=4708 руб.; (К – дополнительные капитальные вложения, руб/тыс. м3; К1 – стоимость работ по закачке хлористого кальция, руб/тыс. м3; К2 – стоимость работ по предупреждению гидратообразования, руб/тыс. м3.
Источниками исходных данных для расчёта являются характеристики скважинного гидравлического генератора конструкции «АРМС-МЕДИТ» НИИ «Нефтеотдача», справки о фактических затратах времени по монтажу устройства, документы о стоимости оборудования и нормах его амортизации.
Расчеты по сравнению экономической эффективности от метода воздействия низкочастотными упругими колебаниями выполнены на примере одной скважины Новопортовского месторождения, добывающей газоконденсат. Средний суточный дебит 50 тыс. м3/сут (18250 тыс. м3/год при безаварийной работе).
1. Рассчитываются затраты на проведение работ по ликвидации гидратообразования в скважине.
Ликвидация гидратообразования в скважине производится следующим образом: скважину останавливают. В затрубное пространство скважины при открытом трубном пространстве производится закачка ингибитора (в большинстве случаев раствора хлористого кальция плотностью 1,25-1,28 г/см3 при температуре 75-80 оС). Объем закачки из опыта работ принят равным 2 м3. После растепления гидратной пробки производится промывка скважины в течение двух циклов для выноса продуктов гидратообразования.
Глубина скважины составляет 2600 м. Принимаем объем скважины 40 м3. Растепление скважины ведется агрегатом ЦА-320. Стоимость 1 часа работы ЦА-320 составляет 34580 руб.
При растеплении скважины закачка реагента и промывка осуществляется при расходе не более 3 л/с или 10,8 м3/час.
То есть на проведение двух циклов промывки (80 м3) получают:
80 / 10,8 = 7,4 часа.
Таким образом время, затрачиваемое на закачку реагента и промывку, равно:
Тзак = 0,2+7,4 = 7,6 часов.
Определяется стоимость проведения одной операции по ликвидации гидратообразования. Пусть С – стоимость одной операции по растеплению скважины.
С = С1 + С2 + Зэ ,
где С1 – стоимость израсходованного хлористого кальция.
42500 руб. – цена 1 т сухого раствора хлористого кальция; 1,25 т/опер. - расход 1 т сухого реагента на приготовление 1 м3 раствора хлористого кальция плотностью 1,25-1,27 г/см3.
Стоимость 1 кВт электроэнергии в районе Новопортовского месторождения составляет 120 рублей. Нагрев 2 м3 раствора хлористого кальция до температуры 75-80 оС производится в течение 18 часов. Затраты на нагрев 2 м3 составляют:
Зэ = 18 · 120 = 2160 рублей.
Таким образом:
С1 = 42500 · 1,25 · 2 = 106270 рублей/опер.
С2 – стоимость работы ЦА-320.
С2 = 34580 · 7,6 = 262808 руб.
Отсюда
С = 106270 + 262808 + 2160 = 371238 рублей.
Рассчитывается убыток Уг от потерь газа при растеплении скважины и учитывается как (К (дополнительные капитальные вложения).
При дебите скважины 50 тыс м3/сут, или 2,08 тыс м3/час, стоимости 1 тыс. м3 газа Сг и времени, затраченного на растепление скважины 7,6 часов, имеем:
Уг = 2,08 · 7,6 · 4708 = 74424 рубля.
Расчет приведенных затрат при использовании хлористого кальция:

З1 = 4708 + 0,15 · (371238 + 74424) = 71557 руб./тыс. м3.
За год необходимо проводить порядка 700-800 таких операций, поэтому годовые затраты будут равны:
Зг1 = З1 · 800 = 71557 · 800 = 57245600 рублей.
2. Рассчитываются приведенные затраты при использовании скважинного гидравлического генератора конструкции «АРМС-МЕДИТ» НИИ «Нефтеотдача».
Среднее время спуска устройства до глубины 600 м (нижняя граница образования гидратов) составляет 3 часа. Время монтажа скважинного гидравлического генератора – 1 час. Время работы бригады Тм=4 часа.
Стоимость работы одного часа бригады по добыче нефти составляет 49500 рублей.
Отсюда стоимость работы по монтажу скважинного гидравлического генератора К2 составляет:
К2 = С1т · Тм ,
где С1т – стоимость работы одного часа бригады.
К2 = 49500 · 4= 198000 рублей.
ΔК – стоимость скважинного гидравлического генератора конструкции «АРМС-МЕДИТ» НИИ «Нефтеотдача» - 128000 рублей.

З2 = 4708 + 0,15 · (198000 + 128000) = 53608 руб./тыс. м3.
Экономическая эффективность использования скважинного гидравлического генератора обусловливается сокращением числа ремонтов скважин по ликвидации гидратообразования. Как видно из таблицы 3.1, применение скважинного гидравлического генератора выгодно и эффективнее применения хлористого кальция.
Вычисляется экономический эффект от применения скважинного гидравлического генератора в процессе работы одной скважины за год:
Э = (71557 – 53608) · 18250 = 327569250 руб.
Таблица 3.1 - Расчет показателей экономической эффективности от
применения скважинного гидравлического генератора
№ п/п Показатели Ед. измерения Скважинный гидравлический генератор Растепление хлористым кальцием 1 Часовая добыча газоконденсата тыс. м3/час 2,08 2,08 2 Объем внедрения скв. 1 1 3 Количество операций опер/скв. 1 1 4 Средняя продолжительность одной операции час 4 7,6 5 Средняя стоимость одной операции по обработке скважины руб/опер 198000 371238 7 Приведенные затраты руб./тыс. м3 53608 71557 8 Условный годовой экономический эффект от внедрения нового метода руб. 327569250
Выводы
Применение скважинного гидравлического генератора (предупреждение гидратообразования) экономически эффективнее применения хлористого кальция (удаление гидратной пробки). Экономический эффект от применения скважинного гидравлического генератора в процессе работы скважины за год составляет 327569250 руб.
Заключение и рекомендации
В работе рассмотрены проблемы, с которыми связаны аварийные и ремонтные ситуации на Новопортовском месторождении, а также намечены меры по профилактике осложнений в процессе эксплуатации скважин.
1. Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1964 г. В административном отношении оно расположено в юго-восточной части полуострова Ямал, на территории Ямальского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Для месторождения характерно повсеместное и сплошное распространение многолетнемерзлых пород, толщина которых достигает 400 м.
Месторождение характеризуется самым большим на севере стратиграфическим этажом продуктивности. Нефтегазоносность установлена в интервале глубин 460-3000 м от сеномана до палеозоя. Условно выделяют три этажа нефтегазоносности: верхний – газовые и одна нефтегазоконденсатная залежи в осадках верхнемелового возраста; средний – нефтегазоконденсатные пласты группы НП в нижнемеловых отложениях (новопортовская толща); нижний – пласты тюменской свиты (пласты группы Ю2-6). Всего месторождение включает 19 нефтегазоносных пластов и 30 залежей углеводородов.
Новопортовское — одно из самых крупных разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений Ямальской группы. Извлекаемые запасы по категории C1 и С2 - более 250 млн. тонн нефти и конденсата, а также более 320 млрд. кубометров газа. В пластах Ю2-Ю3 запасы нефти резко преобладают над свободным газом, в связи с чем в работе выполнена приближенная оценка запасов нефти пласта Ю2 на основе объемного метода.
Подсчитанные запасы нефти (пласт Ю2):
начальные геологические - 365,369 млн. т;
начальные извлекаемые - 117,649 млн. т;
Подсчитанные запасы растворённого газа (пласт Ю2):
начальные геологические - 40,191 млрд. м3;
начальные извлекаемые - 12,941 млрд. м3;
Начальные извлекаемые запасы нефти выработаны на 10,5%, что характерно для начальной стадии разработки объекта.
Группа залежей Ю2-6 является первым по значимости нефтепродуктивным комплексом на Новопортовском месторождении; вторым считается новопортовская толща, в частности, наиболее продуктивные пласты НП4 и НП8, а также нижняя часть танопчинской свиты (горизонты ТП1-4). В верхнемеловых апт-сеноманских отложениях сосредоточены сопоставимые по величине запасов залежи «сухого» газа.
Отличительное свойство всех продуктивных пластов Новопортовского месторождения - литолого-фациальная неоднородность. Нефтегазоконденсатные пласты представлены песчаниками с прослоями алевролитов, аргиллитов и карбонатных разностей или, что довольно часто, переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием первых двух. Нередко в песчаниках и алевролитах встречаются трещины. Пористость пород-коллекторов группы Ю2-6 составляет в среднем 18%, проницаемость 0,0205 мкм2. Коэффициент песчанистости низкий – 0,31, коэффициент расчлененности, напротив, чрезвычайно высок и равен 35,9, что говорит о сильной неоднородности коллектора.
Залежи пластовые, сводовые, участками литологически экранированные, некоторые линзовидные, характеризуются наличием зон глинизации и ВНК сложной формы, иногда наклонным. С глубиной происходит закономерное уменьшение пористости и проницаемости. Исключение составляет пласт ТП1, проницаемость которого хотя и достигает максимального значения 1,781 мкм2, но в то же время для большинства образцов ее значения низки (от 0,0001-0,0002 мкм2 до 0,020-0,030 мкм2). Уникальность залежи заключается также и в том, что нефть здесь стратиграфически залегает наиболее высоко, как нигде на Ямале, - на глубине около 1000 м.
Сорту нефти, добываемому на Новопортовском месторождении, присвоено название Novy Port. Это достаточно легкое сырье с низким содержанием серы (около 0,1%). В пластовых условиях вязкость нефти основных разрабатываемых пластов Ю2-6 составляет 0,82 мПа·с, в поверхностных – 8,2 мПа·с, газосодержание 110 м3/т. По своим качественным характеристикам Novy Port превосходит российскую нефть Urals и североморский эталонный сорт Brent. Газ сеноманских залежей по составу метановый (метана свыше 95%), содержит в небольших количествах неуглеводородный компонент - диоксид углерода. Конденсаты по групповому углеводородному составу относятся к нафтено-, метаноароматическим, имеют высокую плотность (745-828 кг/м3), характеризуются отсутствием твердого парафина. Коэффициент извлечения конденсата – 0,98.
2. На первом этапе освоения месторождения в 1964-1970 гг. была пробурена 31 разведочная скважина, на втором этапе освоения в 1975-1987 гг. - 86 разведочных скважин. До 2000 г. скважины, пробуренные на месторождении, находились в консервации из-за отсутствия необходимой инфраструктуры.
На третьем этапе освоения в 2000-2012 гг. ООО «Газпром Добыча Надым» приступил к опытно-промышленной эксплуатации 20-ти скважин. В 2013 г. новым оператором проекта компанией «Газпромнефть Новый Порт» была завершена программа бурения в рамках опытно-промышленной эксплуатации месторождения, и в 2014 г. «Газпромнефть» приступила к выполнению программы эксплуатационного бурения. В течение 4-го этапа освоения месторождения (с 2012 г. по настоящее время) на месторождении пробурено свыше 200 эксплуатационных скважин.
С 2016 г. после открытия морского ледового нефтеналивного терминала «Ворота Арктики» осуществляется полномасштабная промышленная эксплуатация Новопортовского месторождения. Действующим проектным документом является «Технологическая схема разработки Новопортовского газоконденсатного месторождения», составленная в 2013 г. «ТюменьНИПИнефть». Текущей концепцией разработки основного объекта Ю2-6 предусматриваются рядная система горизонтальных скважин длиной 1000 м (расстояние между рядами - 400 м, между скважинами в ряду - 100 м), проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МСГРП), отработка на нефть нагнетательных скважин. Плотность сетки 86,6 га/скв. Проектный фонд скважин – 425, в т.ч. добывающих – 378, (из них горизонтальных – 118, наклонно-направленных – 118, наклонно-направленных с пологим окончанием – 142), нагнетательных – 47.
По состоянию на 01.01.2019 г. на Новопортовском НГКМ в эксплуатации находятся 227 скважин, 27 из которых – многоствольные. Разрабатываются 6 продуктивных пластов. Всего добыто свыше 15 млн. тонн нефти. К 2020 г., исходя из оптимального плана разработки месторождения, ожидаемый годовой уровень добычи нефти может составить 8,1 млн. т. В 2018 г. дебиты скважин по нефти изменялись от 12,5 т/сут до 42,7 т/сут, по газу - от 78,4 до 256,4 тыс. м3/сут. Большинство скважин эксплуатируются фонтанным способом, некоторые из-за обводнения продукции переведены на УЭЦН.
3. Нештатные ситуации, приводящие к вынужденным (внеплановым) остановкам оборудования на Новопортовском месторождении, возникают преимущественно из-за образования гидратов в призабойных зонах, стволах и приустьевых участках выкидных линий. Вынужденные перерывы в работе скважин связаны с временной потерей управляемости и не осложняют последующее восстановление штатного режима работы оборудования. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцеры и регуляторы давления в составе устьевого оборудования фонтанных скважин. На 01.01.2019 г. фонд осложненных скважин по месторождению включает 112, из них бездействующих - 28, в том числе с пробками – 7. При любых способах эксплуатации скважин гидраты наиболее интенсивно осаждаются на стенках подъемных труб в интервале 100-900 м.
Причинами аварийных ситуаций и аварийных остановок скважин на месторождении (с потерей управляемости) являются:
1) единичные нефтегазопроявления, создающие угрозу выброса углеводородов при разгерметизации устьевого оборудования;
2) поступление газового конденсата в межколонное пространство скважин, обусловленное низким качеством крепления и негерметичностью резьбовых соединений обсадных колонн скважин, особенно в интервалах набора кривизны и многолетнемерзлых пород;
3) протаивание и разрушение мерзлых пород в околоствольном пространстве скважин, обвалы грунта на устье скважин, смятие обсадных колонн и перекос фонтанных арматур.
Таким образом, выходу из строя оборудования способствуют сложные природно-климатические и геокриологические условия.
Другим фактором, существенно осложняющим строительство скважин и их эксплуатацию, является неблагоприятная дизъюнктивно-тектоническая характеристика Новопортовской структуры. В тектоническом отношении площадь месторождения расположена в пределах Новопортовского локального поднятия, занимающего большую часть одноименного вала - структуры II порядка, которая подчинена положительной структуре I порядка – Южно-Ямальскому мегавалу. Последний, в свою очередь, располагается на западной оконечности внепорядкового элемента – Мессояхинской гряды. Формирование Новопортовской структуры связано с активной тектонической деятельностью, относящейся к юре - началу мела. По данным сейсмики на месторождении установлены тектонические нарушения субмеридионального и северо-западного простирания, которые прослеживаются лишь фрагментарно и протрассировать которые пока невозможно. Структура рассечена высокоамплитудными разломами на ряд блоков. Высока вероятность того, что считающиеся едиными залежи в юрских и валанжинских горизонтах расчленяются разломами на целый ряд тектонически-экранированных и комбинированных залежей. По системе разломов происходит импульсная дегазация недр и прорывы газа высокой температуры вплоть до поверхности Земли, в настоящее время об этом свидетельствует значительное протаивание и подъем подошвы мерзлоты в зонах предполагаемых разломов и их пересечений. Кроме того, выше нефтегазовой залежи горизонта ТП1 зафиксированы обильные нефтепроявления - полупромышленные притоки тяжелой нефти, аналогичной аптской, в альбских горизонтах, что совершенно не характерно для условий Ямала, но часто наблюдается на структурах, интенсивно нарушенных высокоамплитудными разломами.
4. С учётом особенностей региона для уменьшения количества вынужденных остановок, обусловленных гидратообразованием, рекомендуются следующие защитные меры:
1) регулирование температуры и давления в стволах скважин, поддержание безгидратного дебита;
2) обработка скважин ингибиторами с целью предупреждения образования гидратных пробок, для устранения которых на месторождениях Ямальской группы требуется остановка скважин на несколько недель, иногда на несколько месяцев. В качестве ингибиторов рекомендуются метанол, гликоли (этиленгликоль, ди- и триэтиленгликоли), этилкарбитол, эфироальдегдная фракция, водный раствор хлористого кальция, реагент комплексного действия Нитон-1001-ДГО, а также смеси реагентов с низкой температурой замерзания;
3) использование малогабаритных термических электронагревателей;
4) воздействие низкочастотными упругими колебаниями с применением скважинного гидравлического генератора конструкции «АРМС-МЕДИТ» НИИ «Нефтеотдача», работающего на энергии движущегося потока газожидкостной смеси и продуцирующего низкочастотные колебания давления на частотах (30-100) Гц, с амплитудой (2-5) МПа.
Внештатные ситуации при реализации защитных мер связаны с неполадками в технологическом процессе, которые можно устранить без остановки оборудования (например: отклонение от норм технологического процесса по давлению, температуре, скорости выхода продукции и подачи реагентов, качеству продукции; отключение приборов контроля).
Для наиболее эффективного и экономичного управления процессом ингибиторной защиты рекомендуется дозированная подача реагента (метанола) непосредственно на забой скважин. Наземный блок дозирования реагента оснащен емкостью для хранения метанола под азотной подушкой давлением 1,2-2,0 кПа. Для предотвращения аварийных ситуаций предусмотрена система автоматического контроля паров метанола (содержание воды не должно превышать 0,02%). При опасном повышении концентрации паров метанола срабатывает аварийная вентиляция, а в случае угрозы пожара - система автоматического отключения аварийной вентиляции и всего электрооборудования, система звукового и светового оповещения. Для понижения высокого давления в системе «азотного дыхания» пульт оператора оснащен редукторами; имеется также регулятор давления газа для понижения давления до рабочего значения при достижении критического уровня.
Для подачи метанола внутрь эксплуатационной колонны рекомендуется устройство дозирования с комплектом грузов, в состав которого входят: а) муфта-клапан, имеющая перенастраиваемый порог срабатывания; б) карабин, сотсоящий из двух частей, свободно вращающихся относительно друг друга; в) комплект грузов, который увеличивает вес, что упрощает спуск устройства и исключает перегиб скважинного трубопровода.
Для обеспечения безгидратного режима по стволу скважины и предупреждения внеплановых остановок необходимо определять требуемый расход ингибитора на забое скважины. Расчет по шести скважинам показал, что при температуре -40 оС расход метанола для глубин залегания пластов Ю2-6 составляет от 0,027 до 0,642 кг/тыс.м3. С увеличением дебита смеси газа и конденсата удельный расход ингибитора уменьшается.
5. В целях предотвращения аварийных ситуаций при эксплуатации фонтанных скважин, включая открытые нефтегазопроявления, рекомендуется:
1) постоянно контролировать параметры технологического режима: дебит, обводненность, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважин, газовый фактор или дебит газа, показания буферного и межтрубного манометров, а также характер работы скважины: наличие пульсаций, их ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов;
2) производить периодические осмотры арматуры и фиксировать нарушения герметичности в соединениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров;
3) своевременно диагностировать нарушения нормальной работы скважин по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, а именно:
опасные пределы отложения гидратов в подъемных трубах - падение буферного давления при одновременном повышении межтрубного давления;
образование пробки или накопление минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ - одновременное снижение буферного и межтрубного давления;
разъедание штуцера и необходимость его замены - падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита;
засорение штуцера или отложение гидратов в манифольде и в выкидном шлейфе - рост буферного и межтрубного давления при одновременном уменьшении дебита;
4) использовать клапаны-отсекатели, которые управляются с устья скважины и перекрывают ствол скважины в случае отклонения режима работы скважины от заданного, разгерметизации устья или системы управления клапаном, а также в случае возникновения пожара (комплексы КУСА и КОУК);
5) использовать поверхностные отсекатели механического действия, устанавливаемые на манифольдных линиях, например, РОМ-1. Данное устройство срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование гидратной пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).
6. Для эффективного предотвращения аварийных ситуаций при эксплуатации скважин установками ЭЦН следует поддерживать исправность трансформаторной подстанции, которая обеспечивает управление работой погружного насосного агрегата и его защиту при аномальных режимах. Например, в случае резкого возрастания силы тока (это наблюдается, в частности, при заклинивании вала погружного насосного агрегата) защита по перегрузке отключает установку. При существенном падении силы тока (например, вследствие срыва подачи насоса из-за вредного влияния свободного газа) станция управления, имеющая защиту по недогрузке, также отключает УЭЦН.
Если остановка УЭЦН происходит из-за аварийного отключения электроэнергии, то повторный запуск насоса в работу необходимо производить вручную. В зимних условиях на месторождениях Крайнего Севера и Западной Сибири существует опасность замерзания устьевой арматуры и выкидной линии скважины при остановке насоса, поэтому автоматический самозапуск нежелателен. Рекомендуется включать насос в работу только после пропаривания устьевой арматуры и выкидной линии.
Для поддержания безопасного технологического режима и постоянного контроля его параметров – давления, температуры, вибрации - рекомендуется применение термоманометрических систем (например, ТМС-З). Система обеспечивает защиту погружных агрегатов от аномальных режимов работы, таких как перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого.
7. Для предотвращения аварийных ситуаций, связанных с поступлением газового конденсата в заколонное и межколонное пространство скважин, необходимо устанавливать их причины, а именно:
1) негерметичное или разгерметизированное при опрессовке цементное кольцо за обсадными колоннами скважин выше покрышки продуктивного пласта, включая пространство за кондуктором (по причине падения гидростатического давления столба тампонажного раствора и уменьшения объема цементного камня в процессе ожидания затвердевания цемента);
2) негерметичность цементного кольца между обсадной колонной и кондуктором в интервале около 500 м и более;
3) негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн скважин, особенно в интервалах набора кривизны и многолетнемерзлых пород.
Данные осложнения возникают на этапе бурения скважин и часто связаны с неконтролируемым процессом протаивания мерзлых пород при конвективном движении бурового раствора, повышенным кавернообразованием вследствие частичного обрушения и выноса оттаявших пород и, как следствие, с невозможностью качественного цементирования и крепления элементов конструкции скважины.
Одним из направлений снижения аварийности при эксплуатации скважин на месторождениях Ямальской группы является использование при их строительстве тампонажных растворов с пониженным тепловыделением при застывании и низкой теплопроводностью.
8. Специфическим видом аварий при эксплуатации скважин, расположенных в районах распространения многолетнемерзлых пород, является смятие и нарушение резьбовых соединений обсадных колонн, осадка направления и кондуктора, искривление ствола скважины. Причина - оттаивание и обратное промерзание мерзлых пород приустьевой зоны, образование больших каверн, обвалы и просадки грунта около скважин. Тепловые воздействия на мерзлые породы существенно возрастают при кустовом способе разработки месторождений из-за теплового взаимного влияния скважин. Приустьевые провалы наблюдаются главным образом вблизи вновь вводимых скважин со сроком эксплуатации 2-3 года. Характерные размеры провалов: диаметр 1-2 м (реже до 10 м), глубина 1-2 м (реже до 6 м).
Наиболее простым и эффективным мероприятием, устраняющим негативные последствия оттаивания мерзлых пород, является подсыпка грунта в приустьевую воронку, образующуюся в результате просадок.
Другая мера защиты – это применение в конструкции скважин теплоизолированных обсадных и лифтовых труб, что позволяет одновременно замедлить оттаивание мерзлоты и образование гидратов.
Рекомендуется непрерывный мониторинг ситуации, включая: режимные инструментальные наблюдения за динамикой температурного поля грунтов в приустьевой зоне скважин на кустовых площадках месторождения; регулярные наблюдения за динамикой просадок грунтов; фиксацию других технических нарушений, возникающих при эксплуатации скважин. Термометрический пост, по аналогии с Ямбургским ГКМ, может включать термометрические скважины с длиной в подземной части свыше 10 м, расположенные в виде рядов, радиально расходящихся от эксплуатационной скважины. Рекомендуемое расстояние между скважинами внутри ряда порядка 5 м. Измерение температуры проводится гирляндой датчиков через каждый метр в подземной части. Периодичность замеров температуры в первый год эксплуатации скважины – один раз в месяц, в последующие годы – четыре, три, два раза в год. Также необходим контроль температуры продукции на устье эксплуатационной скважины. Скважины, работающие в более высоком температурном режиме, имеют большую вероятность образования приустьевых воронок.
9. В 2015 г. в рамках опытно-промышленных работ в шести скважинах Новопортовского месторождения был проведен многостадийный ГРП (МСГРП) с последующей краткосрочной отработкой. Также была пробурена скважина с максимальной протяженностью ствола - 4363 метра. В 2016 году запущен проект по разработке новых нефтяных залежей северной части месторождения. Пилотную скважину № 9653 длиной 3978 метров пробурили на кустовой площадке № 21 на объект Ю2-6, начальный дебит нефти составил 140 т/сут. При освоении скважины был проведен 21-стадийный гидроразрыв пласта по технологии Premium Port. В перспективе на участке планируется пробурить 185 нефтяных скважин на 10 кустовых площадках, пик добычи ожидается в 2022 г.
МСГРП на Новопортовском месторождении осуществляется по шаровой (традиционной) и бесшаровой технологии, рассмотренной в специальном вопросе.
По шаровой технологии по завершении каждой стадии ГРП в скважину сбрасывается специальный шар (композитный или металлический), изолирующий предыдущий интервал и открывающий отверстие хвостовика напротив следующего интервала проведения ГРП. Диаметр шаров уменьшается от зоны к зоне, и количество операций ГРП ограничивается конструктивными особенностями скважин. После завершения операции шары и муфты необходимо специально разрушать.
В МСГРП по «бесшаровой» технологии в качестве изолятора используются многоразовые уплотняющие «подушки» - пакеры. Оборудование для открытия муфт, закрывающих места будущих разрывов, с инсталлированным пакером спускается в скважину на гибких трубах (колтюбинге). Пакеры увеличиваются в размере при механическом сдавливании и отделяют зоны с уже проведенными гидроразрывами, параллельно открывается новая муфта. После выполнения работ пакер возвращается к исходному размеру, и оборудование транспортируется к следующему порту (не требует разрушения). «Бесшаровая» технология позволяет увеличить количество стадий гидроразрыва, проводить исследования внутри скважины и повторный ГРП.
К передовым методикам проведения МСГРП относятся также селективный инструмент для абразивной перфорации Poseidon, система для проведения ГРП Mangust, мультистадийная система Multistage Unlimited System, система заканчивания скважин «ZoneSelect» с селективным разделением пластов в открытом стволе компании Weatherford и другие, рассмотренные в настоящей работе.
10. По результатам эксплуатации нескольких скважин после проведения в них МСГРП отмечались резкий рост газового фактора и высокая обводненность. Это свидетельствует о прорыве трещин ГРП за пределы нефтяной оторочки. Таким образом, актуальной задачей является выработка альтернативных проектных решений, в частности, рассмотрение различных вариантов заканчивания скважин. В 2018 г. «Газпромнефть» приступила к промышленной разработке новопортовской толщи. Первая эксплуатационная горизонтальная скважина была пробурена на пласт НП8. Протяженность ствола скважины превысила четыре километра, а длина горизонтального отвода составила почти тысячу пятьсот метров. В 2018 г. завершено строительство на месторождении первой в России многозабойной скважины с четырьмя горизонтальными обсаженными стволами. Общая проходка составила 6756 м, из них 4411 м пробурены в целевом пласте, залегающем на глубине 1000 м. К концу 2019 года на участке НП-8 запланировано пробурить в общей сложности четырнадцать эксплуатационных скважин, а через два года их количество должно возрасти до пятидесяти. С учетом опыта разработки месторождений с высокой расчлененностью, наличием газовой шапки, подстилающей воды и низкими фильтрационно-емкостными свойствами пластов бурение длинных или многоствольных горизонтальных скважин, включая технологию Fishbone, является одним из перспективных методов увеличения нефтеотдачи, сокращения капитальных вложений и эксплуатационных затрат.
Для эффективной эксплуатации многозабойных скважин необходимо использовать технологии их «прогрессивного заканчивания», которое включает в себя стационарные глубинные манометры, термометры и расходомеры. Непрерывный сбор данных по давлению, температуре и расходу позволяет отслеживать динамику поведения пласта и определять необходимые настройки скважинных клапанов регулирования расхода.
11. В работе выполнен расчет показателей экономической эффективности мероприятия по борьбе с гидратообразованием, которое предполагает использование скважинного гидравлического генератора конструкции «АРМС-МЕДИТ» НИИ «Нефтеотдача» и воздействие на поток газоконденсатной смеси низкочастотными упругими колебаниями. Экономический эффект от применения скважинного гидравлического генератора в процессе работы скважины за год составляет 327569250 руб. Мероприятие по предупреждению образования гидратной пробки экономически значительно эффективнее мероприятия по ее удалению с использованием хлористого кальция. Разность удельных приведенных затрат составляет 17949 руб./тыс. м3.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Коновальцева Е.С. Нефтегазовая геология: учебник/ Е.С. Коновальцева. – Москва: Недра, 2010. – 360 с.
Конторович А.Э. Геология нефти и газа Сибирской платформы: учебник / А. Э. Конторович, В. С. Сурков, А. А. Трофимук. – Москва: Недра, 1981. – 552 с.
Книжников А.Ю., Пусенкова Н.Н. Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России // Ежегодный обзор. Вып. 1.- М., 2009.
Акульшин А.И., Бойко В.С. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М., Недра, 1989г.
Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции Учебное пособие. 2-е изд. –Уфа, УГНТУ, 2001г.
Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела, том 1. Москва – Ижевск. – 2005. – 720 с.
Биттнер Э., Семерка Б., Бичевой Р., «40 лет лидеру поршневого компрессоростроения» //Компрессорная техника и пневматика 2006. №4 с. 12 – 18;
Семерка Б., Шестоперов И., (Корпорация Ариель, США), Флейшман И., Буланов С. (Инженерный центр «Энергосервис») // Ред. 12.05.2016, Труды 15 международного симпозиума по компрессорам, Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский Политехнический Университет, 2010, стр. 52 – 62;
Буракевич П.Ф., Астахов Н.Д., Веселовский В.Е. «Результаты обустройства Уренгойского месторождения на ЭВМ». Газовая промышленность, №1 с.14-16
Шайхутдинов А.З., Огнев В.В, Щуровский В.А., Сальников С.Ю. «Технологические направления применения компрессоров на объектах ОАО «Газпром»
ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.
Федеральный закон от 21.11.95 №170-ФЗ «О пожарной безопасности».
Федеральный закон от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
Макогон Ю. Ф., Саркисьянц Гидратообразование А,, Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа, М., 1966
Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам –М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006, 565 с [1]
16. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин. Справочное пособие. Под ред. Р. С. Яремийчука. — М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. — 473 с [2].
17. Сурков В.С., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирскойплиты//М.:Недра,1981.
18. Сурков В.С., Казаков А.М., Девятов В.П., Смирнов Л.В. Нижнесреднетриасовый рифтогенный комплекс Западно-Сибирского бассейна // Отечественная геология. 1997. №3.
19. Казаков А.М., Могучева Н.К., Девятов В.П., Смирнов Л.В. Триасовая система в разрезе тюменской сверхглубокой скважины СГ-6 (Западная Сибирь) // Геология и геофизика. 2000.Т.41,№3.
20. Казаков А.М., Девятов В.П. Стратиграфия нижней и средней юры Западной Сибири // Стратиграфия и палеонтология докембрия и фанерозоя Сибири. Новосибирск, 1990.
21. Технологическая схема ОПР Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения / Сост. Константинов Н.М. – Тюмень, 2010. – 237 с.
22. Технологическая схема разработки Новопортовского газоконденсатного месторождения / ТюменьНИПИнефть, 2013.
23. Горелик Я.Б., Солдатов П.В., Селезнев А.А. Инженерно-геокриологические условия Ямбургского газоконденсатного месторождения и динамика состояния кустовых площадок эксплуатационных скважин // Криосфера Земли, 2015, т. XIX, № 1. – С. 58-69.
24. Серегина Н.В. Совершенствование конструкции теплоизолированных лифтовых труб для эксплуатируемых газовых скважин в многолетнемерзлых горных породах / дисс. на соиск. ученой степени канд. техн. наук. - М., 2017. – 128 с.












Размещено на Allbest.ru














6





5


232





Трансформатор

Станция управления

АФК

Клемная коробка

Кабельная линия

ЭЦН

Протектор

НКТ

ПЭД

В состав модуля входит


мостовая пробка многократной установки

переводник с уравнительным клапаном