авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 8 |

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ...»

-- [ Страница 2 ] --

С использованием разработанной методики была проведена серия экспериментов по физическому моделированию процессов извлечения жидких углеводородов из частично водонасыщенного пласта. Установлено, что в целом водонасыщенность в различных условиях способна положительно влиять на конечную и текущую углеводородоотдачу. Эти закономерности процесса вытеснения выпавшего конденсата объясняются тем, что в однородном гидрофильном коллекторе вода при первоначальном насыщении породы, как более смачивающая фаза, стремится занять наиболее тонкие части порового пространства, выпадающий конденсат, как менее смачивающая фаза, занимает более крупные поры, то есть часть пористой среды, лучшую по гидродинамическим характеристикам. В результате конденсатоотдача пласта, содержащего воду, может превышать величины, полученные на безводном коллекторе. На практике учет этого фактора позволяет выбрать зоны пласта, где воздействие способно быть наиболее эффективным.

При физическом моделировании пластовых процессов важной составляющей исследовательской работы является экспериментальное определение функциональных зависимостей относительных фазовых проницаемостей (ОФП) при двухфазной и трехфазной фильтрации применительно к условиям конкретных объектов добычи углеводородов с определением влияния типа смачиваемости и направления флюидонасыщения пористой среды. В качестве исходных данных относительные фазовые проницаемости применяются при расчетах закачки в пористую среду газообразных (азот, «сухой» природный газ, обогащенный легкими жидкими углеводородами газ, CO2 и пар) и жидких агентов (оторочки различных растворителей, вода и т.д.). При этом требования к достоверности экспериментальной информации очень высоки, поскольку очень высока и стоимость таких технологий.

Существует два основных класса данных об ОФП: (1) - относящиеся к процессу дренирования и (2) - относящиеся к процессу капиллярной пропитки. Дренирование определяет направление изменения насыщенности пористой среды, при котором насыщенность смачивающей фазы уменьшается. Пропитка определяет направление изменения насыщенности пористой среды, когда происходит ее увеличение для смачивающего флюида. Для получения корректной информации о фазовых проницаемостях реального природного объекта порядок насыщения пористой среды флюидами при экспериментальном исследовании и в природных условиях обязательно должен быть одинаков.

Данные об относительных проницаемостях, соответствующих дренированию, необходимо использовать в следующих ситуациях:

процессы повышения углеводородоотдачи, включающие нагнетание сухого газа, дымовых газов, СО2 в гидрофильные водосодержащие пласты;

процессы смешивающегося вытеснения, при которых оторочки жидких углеводородов закачиваются в водонасыщенный пласт;

разработка пластов, характеризующихся превышением водонасыщенности над ее критической величиной.

Данные об ОФП, соответствующих пропитке, необходимо использовать в следующих ситуациях, когда пласт разрабатывают:

на водонапорном режиме;

при заводнении, в том числе и при закачке поверхностно-активных веществ, полимеров и других присадок;

при использовании воды для закачки оторочек различных агентов химического воздействия и сжиженных природных газов, например, состоящих из фракции промежуточных углеводородов.

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проводятся исследования ОФП для жидких углеводородов и газовой фазы, совместная фильтрация которых происходит в участках пласта, где насыщенность конденсатом превышает критическую и обе углеводородные фазы также являются подвижными. Такие условия могут возникать в призабойных зонах эксплуатационных скважин, где происходит накопление конденсата. Вместе с тем, диапазон изменения насыщенности пористой среды не ограничивается именно этой областью, напротив, ставится задача более полного изучения механизма фильтрации в максимально широком диапазоне. При этом ОФП для жидких углеводородов и газовой фазы определяют в присутствии задаваемых количеств неподвижной третьей фазы – воды.

Другим направлением исследований, постановка и результаты которых также имеют важное значение для практики проектирования разработки месторождений, является исследование ОФП при трехфазной (жидкой углеводородной фазы, воды и газа) фильтрации в пористой среде. Именно применение современных технологий повышения углеводородоотдачи природных залежей нефти и газа обусловливает возрастающий в мировой исследовательской практике интерес к данным об ОФП для трех фаз. Совместное течение трех фаз в пористой среде может иметь место, когда величина водонасыщенности превышает критический уровень и две другие фазы также являются гидродинамически подвижными. Исследование трехфазной фильтрации является наиболее сложным вопросом подземной гидродинамики, поскольку сопряжено с существенными экспериментальными трудностями.

В качестве примера на рисунке 2 изображены измеренные автором применительно к одному из месторождений изолинии нулевых проницаемостей всех трех фаз. Очевидно, что такие линии являются границей области существования установившегося трехфазного режима фильтрации.

Результатами этих экспериментов показано, что в пластовых условиях реально существует область, когда в пористой среде действительно происходит одновременная фильтрация всех трех фаз. Трехфазная фильтрация в данном случае соответствует водонасыщенностям 40 – 60 % объёма пор, насыщенностях конденсатом 15 – 40 % и газом 13 – 39 %. Такие области наблюдались в работах других исследователей, но при других величинах насыщенностей, поскольку использовалась разная пористая среда.

Эта и подобная экспериментальная информация обладает исключительной ценностью при гидродинамических расчетах, поскольку позволяет избежать ситуации, когда невозможна фильтрация, например нефти, и освоить скважины, вскрывшие газоконденсатный пласт с нефтяной оторочкой, не представляется возможным.

Объективно существующие сложности в обобщении получаемых исследователями результатов обусловлены индивидуальным характером ОФП конкретных пористых сред.

Большинство экспериментов по определению ОФП проводят на изотропных образцах, что не позволяет учитывать эффекты, проявление которых может быть вызвано анизотропией коллекторских свойств. Рядом работ показано, что ОФП могут являться функциями не только насыщенностей пористой среды флюидами, но и параметров анизотропии, которые представляются в виде отношений главных значений тензора коэффициентов абсолютной проницаемости. Автором в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были поставлены и проведены эксперименты по определению ОФП естественной анизотропной пористой среды.

Результаты этих исследований свидетельствуют, что анизотропия фильтрационных параметров оказывает значительное влияние на вид и характер функций ОФП во всем диапазоне изменения насыщенности смачивающей фазой, как при капиллярной пропитке, так и при дренировании.

0 100% 10 20 30 0% 40 на да та Аз еп Во 50 от Пг ОФ 60 ОФ Пв 70 од ы0% 80 90 ОФП азота 0% 100% 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100% Гептан Рисунок 2. Область существования трехфазной фильтрации, ограниченная линиями насыщенностей, соответствующих нулевым фазовым проницаемостям.

Следовательно, при получении исходной информации для проектирования разработки месторождений природных углеводородов необходимо всестороннее исследование представительного кернового материала, включающее не только традиционные определения ОФП для керна, выпиленного параллельно напластованию, но и учет факторов анизотропии пористой среды.

Для проектирования современных технологий увеличения углеводородоотдачи реальных месторождений углеводородов должны выполняться следующие процедуры:

Составление представительной коллекции кернового материала конкретной залежи.

Экспериментальное определение фильтрационных характеристик – относительных фазовых проницаемостей и максимальных фильтрационных сопротивлений.

Гидродинамические расчеты проектируемой технологии с использованием полученных экспериментальных данных об относительных фазовых проницаемостях.

Только такой подход позволяет получать достоверную информацию о потенциальной эффективности проектируемого процесса воздействия и будет способствовать снижению риска технологических просчетов.

Результаты исследований и их практическая реализация представляют решение крупной научно-методической проблемы по созданию научно-методических основ физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи газовых и газоконденсатных месторождений на базе компьютеризированного экспериментального оборудования.

Разработанные в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» лабораторные методики могут быть использованы в научно-исследовательских институтах и научных центрах компаний нефтегазового профиля. Созданные на основе физического моделирования с последующим гидродинамическим моделированием и опытно-промышленным экспериментом технологии позволят повысить эффективность разработки месторождений природных углеводородов.

Библиографический список 1. Рассохин, С. Г. Физическое моделирование процессов повышения углеводородоотдачи пластов месторождений природных газов: Автореф. дис. … докт. техн. наук / С. Г. Рассохин.

– Москва: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2009. – 44 с.

УДК 539.4.620.2, 539. Аэрогидродинамические и прочностные исследования для Севера и шельфа Семенов В. Н.

Жуковский, ФГУП «ЦАГИ»

В последние десятилетия доминирующая роль в мировой энергетике принадлежала природному газу как экологически наиболее «чистому» виду топлива. Но запасы газа в наиболее доступных районах быстро сокращаются и в ближайшие годы его добыча будет падать. Cтарые месторождения истощились и необходимо идти в районы со сложными геологическими, физическими и природно-климатическими условиями, в условия вечной мерзлоты, на глубины 4-6 км. Основные сырьевые и энергетические ресурсы РФ сосредоточены на побережье Северного Ледовитого океана и его шельфе. За право хозяйственной деятельности в центральной Арктике борется множество государств и промедление в освоении этих территорий может обернуться для РФ стратегическими потерями.

Республика Коми имеет уникальное геостратегическое положение. Остатки теплого течения Гольфстрим упираются в район незамерзающего порта Индига (Ненецкий а.о.) и создают предпосылки для создания уникального транспортного коридора запад-восток (Гамбург – Иокогама) путем построения ж/д пути Индига – Сосногорск – Троицко-Печорск – Ивдель (Баренцкомур) с выходом на БАМ. Этот путь на 1500 км короче, чем через Мурманск. Строящаяся конкурентная ж/д ветвь Белкомур, которая соединит Архангельск, Сыктывкар и Пермь, имеет риски в плане постоянства загрузки, связанные с регулярным замерзанием Белого моря. При построении трассы БаренцКоМур Ухтинский район окажется наиболее освоенным и климатически приемлемым регионом также и для технической поддержки Севморпути. Обе ветви являются проектными направлениями в Стратегии развития ж/д РФ до 2030 года.

Другая проблема развития коммуникаций республики Коми связана с распоряжением Правительства РФ № 340-р от 20 марта 2008 г., в котором утвержден перечень аэродромов федерального значения, включающий в себя 52 аэродрома России. Ни один из 7 аэропортов Коми в этот список не включен. Сегодня только 4 аэропорта Коми способны принимать Ту 134 с взлетной массой 49 тонн. При отсутствии средств на ремонт взлетно-посадочной полосы (ВПП) Ухтинского аэропорта его полоса протяженностью 2650 метров может быть вскоре сокращена до 1800 метров, достаточной для приема самолетов класса АН-24.

Хозяйственники и администраторы, разумеется, будут искать деньги на ремонт ВПП, но мы, инженеры и ученые, должны искать новые научно-технические пути решения проблем. Еще более остро стоит проблема оперативного транспорта при освоении нефтегазоносных шельфов Арктики, Сахалина и Каспия. Размещение буровых платформ более чем на 560 км от побережья (Штокмановское месторождение) резко удорожает перевозку платной нагрузки на вертолетах, а глубины океана на осваиваемых территориях – до 350 м потребовали бы огромных затрат на строительство ВПП для самолетов. Летательные аппараты (ЛА), используемые для работы на шельфе, должны быть специфическими, учитывающими суровые климатические условия. По предварительной оценке необходим ЛА с дальностью полета до 1200 км для перевозки 30 человек или 3 т груза с вертикальными взлетом и посадкой, либо работающий на укороченной в разы ВПП.

В настоящее время все больший размах получает практика закупки за рубежом технологий “под ключ”. Фрагментарно так поступать разумно. Но так нельзя вытащить всю промышленность. Не хватит средств. Вместе с тем в стране для всех отраслей были созданы отраслевые и тематические институты, в том числе Центральный аэрогидродинамический институт им. проф. Н. Е. Жуковского (ФГУП “ЦАГИ”), где реально по многим направлениям достигнут мировой уровень, либо отечественные требования гармонизированы с международными нормами, в том числе созданы нормы прочности и нагружения ЛА.

Рисунок 1. Модель платформы «Приразломная» для исследования обтекания посадочной вертолетной площадки в аэродинамической трубе (АДТ) ЦАГИ.

Фото предоставлено В.П. Соколянским К примеру, перегрузка пассажира вперед при проектировании кресла ЛА рассчитывается на 9g, а грузов внутри кабины на 18g. То есть пассажир при катастрофе уже погиб по нескольким причинам, и только после этого креслу «разрешено» сорваться с болтов. А в недавнем трагическом случае с «Невским экспрессом» срез болтов произошел при 4g, по их нормам, и пассажиры гибли от сорвавшихся кресел. Практика требует активного межотраслевого сопоставления и отбора технологий. “Местечковые” обособления разделов науки ведут к снижению безопасности населения и непропорционально большим затратам на “лечение” готовых проектов. Особенно часто совершаются элементарные ошибки при строительстве длиннопролетных мостов, монументов с плоскими длинными элементами (мечами), определении нагруженности уникальных сооружений и машин, выборе материалов [1].

В ЦАГИ есть теоретический и производственный потенциал для выполнения всех видов работ по аэрогидродинамическим и прочностным исследованиям для Севера и шельфа в области авиации, нефтегазовых проблем, климатических исследований, проектирования уникальных сооружений. Так, по разделам прочности конструкций и сооружений представляется актуальным: разработка требований к авиатехнике в климатических условиях Арктики;

сертификация отечественных и зарубежных образцов техники и устройств, поставляемых «на шельф»;

климатические испытания техники и материалов с учетом обледенения, солености, влажности, высоких и низких температур, резких перепадов температур, ветровых и акустических воздействий;

оптимизация конструкций летательных аппаратов для шельфа, платформ (рисунок 1) и сопутствующих сооружений по критериям обеспечения прочности и весового совершенства. Возможности института представлены на стендах (рисунок 2), в электронной презентации, их можно также посмотреть на сайте ЦАГИ http://www.tsagi.ru/.

На секциях Рассохинских чтений прозвучали доклады сотрудников ЦАГИ о флаттере трубопроводов [2], подходах к разработке методов клатранного сжижения газа [3], явлениях сверхзвуковых течений при открытии запорной аппаратуры, об обтекании посадочных площадок на платформе Приразломной, использовании сжиженного пропан – бутанового топлива, но все это лишь малые фрагменты потенциала и возможностей ЦАГИ. И в любом случае это кратно дешевле, чем закупка аналогичных технических решений за рубежом. Но путь создания новых аппаратов долог. Это – исследование материалов в новой климатической среде, НИОКР, изготовление опытных образцов, испытания и сертификация, развертывание производства. И начинать «раскручивать маховик» надо как можно раньше.

Рисунок 2. Стенд по экспериментальной базе ЦАГИ, позволяющей решать проблемы авиационной и трубопроводной транспортировки.

Форум московских нефтегазопромышленников. Фото автора Классические самолеты, вертолеты, суда, использующие лишь один из принципов создания подъемной силы или взаимодействующие с одной средой, по многим позициям уже вышли на пределы своих технических возможностей, и это не позволяет существенно повысить их эффективность. Техническая дальность полета современных вертолетов (“туда + обратно”) ограничивается 600-1100 км при расточительном расходе топлива.

Рисунок 3. Вертостат В. А.Ларина. ЦАГИ. Проект 1992 г.

В мире уже несколько десятилетий исследуются гибридные аппараты, сочетающие различные способы создания подъемной и движущей силы, в том числе с использованием двух сред: водной и воздушной. Например, проекты вертостатов сочетают принципы создания подъемной силы, свойственные дирижаблям и вертолетам. Аэростатические баллоны уравновешивают вес неснаряженного аппарата (Рстат= G0 на рисунке 3), а винтомоторные установки – вес полезной и дополнительной нагрузки (Рдин= Gдоп). Анализ показал, что такой аппарат весьма эффективен, но только в определенных районах и в определенные времена года. Вертостат, например, не может взлететь после обильного снегопада, а убрать снег с баллонов вдали от стационарных баз проблематично.

Наиболее эффективным и продвинутым типом гибридных ЛА в стране стали экранопланы (рисунок 4), созданные под руководством Р. Е. Алексеева (ЦКБ по судам на подводных крыльях (СПК) до 1980 г., г. Горький). Реализация первых проектов с взлетным весом до 2 т показала, что экранный эффект существенен лишь при высоте полета, не превышающей 15% хорды крыла, причем полет очень неустойчив. Р.Е. Алексеев преодолел эти проблемы скачком, сразу выйдя на уровень 540 т, и в 1966 г. поднял в воздух экраноплан «КМ-6». Хвостовая часть корабля в полете оказалась излишне гибкой и была подвержена колебаниям. Для ужесточения конструкции пришлось пойти на большие добавки материала, что можно было сделать только за счет снижения «платной нагрузки». Закон “квадрата-куба” неумолим. С увеличением габаритов ЛА его площадь и, пропорционально, подъемная сила растут как квадратная степень линейного размера, а его объем и, пропорционально, вес – как кубическая степень. Отечественная и зарубежная авиация вышли на указанный уровень взлетных весов лишь через десятилетие. Для демпфирования амплитуд и длин океанской волны потребовался бы аппарат гигантских габаритов, с взлетным весом в тысячи тонн, и потребуются десятилетия, чтобы за счет прогресса в различных отраслях науки построить такой аппарат с приемлемой весовой эффективностью. Осмыслив эти факты, Р. Е. Алексеев после корабля-модели не пошел по пути построения гигантов, а строил вполне соразмерные времени экранопланы «Орленок», ракетоносец «Лунь» и др., которые летали над акваторией Каспия, где осенью волнение достигало 3-х баллов. Отметим также, что водная среда, в отличие от твердой поверхности, требует для отрыва судна от воды в 3 раза большей мощности, чем для крейсерского полета. То есть в полете тяга двигателя недоиспользуется, и аппарат несет лишний вес.

Рассмотрим ЛА, адаптируемые к режиму полета – конвертопланы (convertation – преобразуемый). Это – аппараты с поворотной винтомоторной группой (tiltrotor), либо с винтомоторной группой, поворачиваемой совместно с крылом (tiltwing). Они взлетают и садятся либо зависают по – вертолетному, а далее разворачивают движитель по – самолетному и летят с экономичностью и скоростью самолета. Но аппарат очень сложен в управлении. Проблемно обеспечить устойчивость полета при разной тяге боковых поворотных винтов. Американские конструкторы совершенствовали и доводили аппарат около 30 лет, имели место десятки катастроф, но в итоге они сделали V-22 «Osprey»

(рисунок 5) и «BA 609» (рисунок 7) с приемлемым уровнем безопасности. Хотя зарубежные фирмы решили основные проблемы, создание отечественного аналога потребовало бы годы.

В ЦАГИ и на факультете аэромеханики и летательной техники (ФАЛТ) МФТИ идут поиски инновационных компоновок и технических решений для этого класса ЛА. И мы приглашаем заинтересованные отрасли и организации, подключиться к этим работам, что может быть выражено в финансировании сначала поисковых (рисунок 6), а далее и экспериментальных работ по ЛА под конкретные задачи.

Для создания быстрой, регулярной, экологически чистой и безопасной коммуникации требуются специфические ЛА, настроенные на эксплуатацию в определенном регионе, а также адаптируемые к условиям полета и эксплуатации. Для их построения необходимы нетрадиционные технические решения и материалы с новыми характеристиками и поведением, так называемые “интеллектуальные”, например, сплавы с эффектом памяти формы.

ЦАГИ, ЦИАМ, ВИАМ и другие институты авиастроительного направления стремятся работать на опережение для всех отраслей промышленности. ЦАГИ на перспективу активно развивает базу для климатических испытаний материалов и элементов конструкций.

Вводятся в строй климатические камеры объемом до 1100 м3 с температурой испытаний от 60о до + 90oС в сочетании с влажностью, камера соляного тумана, камера температурного удара и др. Известны случаи, когда оборудование (газовые выключатели), произведенные в Калифорнии, в наших условиях при температурах ниже 50оС теряли работоспособность (газ конденсировался и пропускал ток). Зарубежным изделиям необходима отечественная сертификация. Авиационные институты также подключились к исследованию технических перспектив использования наномодифицированных материалов. Уже сегодня материаловеды экспериментально демонстрируют возможность улучшения характеристик материалов в 1,32 раза при добавлении в соответствующий материал около 2% углеродных нанотрубок, фуллеренов, других нановеществ. Успехи достигнуты по таким показателям, как коррозионная стойкость, трещиностойкость, расслоение композитов, молниестойкость, ресурс. Также проводятся исследования по вопросам борьбы с обледенением.

Теоретическая прочность конструкционных материалов на порядки превосходит реально достигнутую прочность. Это связано с тем, что межатомные взаимодействия рассчитываются для изолированной пары ядер. В реальном макротеле доля поверхностных ядер пренебрежимо мала, а взаимодействие внутренних ядер оказывается скомпенсированным иным образом и имеет существенно иную результирующую величину.

Наномеханика оперирует с веществами, частицы которых имеют значительную долю ядер, лежащих на поверхности зерен. При измельчении размера частиц от 100 до 10 нанометров (1 нанометр = 10-9 м) реальная прочность материала из них увеличивается в несколько раз.

Наличие промышленных установок, позволяющих совмещать сдавливание металла с кручением (сдвигом), позволяет измельчать зерна до размеров 300 нм. Оперирование более мелкими частицами, у которых хотя бы одно измерение имеет менее 100 нм, составляет предмет нанотехнологии. Зернам, в которых основная часть атомов расположена на их поверхности, присвоено особое наименование – кластеры.

Одним из основных параметров, влияющих на характеристики прочности материала, является напряжение трения, которое необходимо для скольжения дислокаций в монокристалле. Связь предела текучести y и размера зерна d описывается законом Холла– Петча, согласно которому y=0+k/d1/2.

Экспериментально показано, что существует порог уменьшения зерен (уровень разрушение кластеров), после которого рост прочности прекращается и даже начинает снижаться. Это происходит при размерах зерен порядка 10 нм.

Использование измельченных веществ и вкрапление атомов иного материала на наноуровне способно дать новые, часто непредсказуемые свойства веществ и материалов, что можно объяснить резким расширением диапазона исследуемых соединений. До настоящего времени исследователи имели дело с веществами макромира, описываемыми таблицей элементов Д. И. Менделеева. Современные воззрения позволяют развить указанную таблицу в 3D-мерную [1], у которой по третьей оси откладывается размерность зерен либо число атомов в зерне. Число возможных сочетаний разноразмерных материалов, сплавов, зерен, молекул, атомов в данной таблице при “3D”- синтезе веществ становится практически безграничным. Нанотехнологии добавляют сюда варианты непосредственной манипуляции с атомами, которые часто вообще не свойственны природе, например, в силу того, что не выполняются правила валентности, либо имеют место квантовые эффекты.

Возникает и новый класс задач о работе межфазного слоя, который является стыкующим звеном и проводником свойств между, например, матрицей в традиционном состоянии и распределенными в ней углеродными нанотрубками [4].

Наиболее прочные атомные связи из известных нам веществ имеет углерод. Алмаз, графит, углеводородные топлива, высокомолекулярные соединения в течение долгого времени считались основными состояниями углерода. Только в конце 1980-х годов, благодаря новым исследовательским инструментам, в космосе были обнаружены ранее неизвестные молекулярные формы углерода – фуллерены и фуллереноподобные вещества и материалы, в том числе был открыт графен – доселе неизвестная сетчатая структура углерода, которая при различных условиях может самоорганизовываться в слоистый графит, трубки, фуллерены. Вскоре стало ясно, что самоорганизация фуллереновых структур происходит повсюду: в космосе, в природных процессах на Земле, в промышленных установках и в лабораториях. Грани 60-атомного сферического фуллерена включают правильных шестиугольников и 12 пятиугольников. Получены также фуллерены из 76, 78, 84, 90 и даже из нескольких сотен атомов углерода в виде замкнутых сфер, элипсоидов и трубок с замкнутыми полусферами концами. Обрезка полусфер-торцов фуллеренов либо их отсутствие в ходе самоорганизации материи приводит к образованию углеродных нанотрубок (УНТ). Размеры и структура УНТ существенно зависят от того, под каким углом была разорвана внешними воздействиями графеновая сетка и далее сформированы новые связи. Существует несколько наиболее вероятных соединений, связанных с углами надрыва. УНТ могут быть однослойными и многослойными, иметь разветвления и изгибы.

Однослойные нанотрубки имеют размеры от 1 до 10 нм в диаметре и длину 100-1000 нм, а многослойные имеют диаметры и длину в 10-100 раз больше. Имеются сообщения о том, что в производстве уже достигнута длина УНТ до 1 мм. Это открывает перспективу прядения из УНТ протяженных структур подобно тому, как это делалось для традиционных канатов из природных волокон.

Важнейшей характеристикой материалов и реальным ограничением масштабных технических проектов является удельная прочность, т.е. отношение временного сопротивления к произведению плотности на ускорение свободного падения. Практически параметр означает, до какой длины можно наращивать стержень постоянного сечения, чтобы он не был разорван собственным весом. Для стали 40Х удельная прочность равна 13 км, для титанового сплава после термической обработки она увеличивается до 31 км, а для алюминия, армированного борным волокном, – до 43 км. Однако эти показатели оказываются недостаточными для реализации ряда перспективных проектов. Исследования показали, что прочность материала на основе УНТ на два порядка превышает прочность стали, при этом он имеет в 4 раза меньшую удельную массу, и это открывает горизонты применений совершенно иного уровня, например, для создания “космического лифта” [5].

Статистика причин разрушения планера самолета показывает, что в основном они обусловлены: усталостью материала – 55%, коррозией – 16%, коррозионной усталостью – 7%, износом – 6%. Добавление от 1 до 2% нанотрубок в клеи увеличивает на 15-20% прочность соединения пластин в группах материалов типа пластик-титан и алюминиевого сплава Д16-Д16. В ЦАГИ совместно с РХТУ им. Менделеева исследованы эпоксидные связующие нового поколения для полимерных композиционных материалов. Введение добавок наночастиц различной природы приводит к увеличению модуля на изгиб Е* на 10 45%. Исследования, проведенные в ВИАМ, продемонстрировали улучшение свойств традиционных конструкционных материалов на 20-100% при использовании нанодобавок.

Потребные для перспективных проектов материалы и устройства должны обладать свойствами антиобледенения, морозостойкости, соленостойкости, держать тепловые удары и др. Только выход на уровень использования наномодифицированных материалов позволяет в комплексе удовлетворить предъявляемые к конструкциям требования и создать аппарат со специальными характеристиками, обеспечивающими искомую адаптацию ЛА к условиям полета.

Активно ведется поиск новых конструкционных материалов. Основные этапы развития авиационных конструкций неизбежно сопровождаются сменой классов базовых материалов (рисунок 5), используемых для изготовления конструкций. Завершаются эпохи деревянных и металлических конструкций. В последние десятилетия авиастроение втягивается в эру композитов. Рассматриваются проекты ЛА с композитным крылом и фюзеляжами. И уже рассматриваются перспективы материалов следующих этапов, которые связывают с созданием адаптивных конструкций, в основе которых лежит использование интеллектуальных и наноматериалов [4-5]. На определенных этапах развития техники новая технологическая волна обеспечивает лучшие показатели экономичности, технических данных и потребительских свойств изделий из новых материалов, и начинается переход на новую материальную базу, происходит быстрое улучшение параметров ЛА, но далее характеристики стабилизируются во времени и технология может исчерпать свои потенциальные запасы роста удельных характеристик.

Прямое увеличение характеристик прочности не единственное направление использования наноматериалов. Улучшение свойств поведения материалов и устройств и выявление неизвестных ранее закономерностей открывает новые возможности для создания адаптивных и управляемых конструкций.

Научно-исследовательские работы по применению нанотехнологий для обеспечения прочности летательных аппаратов, сосредоточены на следующих направлениях [4]:

- Использование нанопокрытий в области концентрации напряжений. При изготовлении отверстий в конструкции на поверхности каждого отверстия и его кромках возникают микротрещины, развитие которых ограничивает долговечность планера ЛА при его циклическом нагружении в процессе эксплуатации. Нанесение на поверхность и кромки отверстий слоев бездефектных наноматериалов приводит к повышению долговечности за счет: проникновения наноматериала в микротрещины и их залечивания, замены дефектного материала в зоне отверстия бездефектным наноматериалом, сдвига дефектного материала в область пониженной концентрации напряжения в зоне отверстия, уменьшения влияния коррозионной среды. Улучшение свойств готовых изделий путем нанопокрытий панелей, крепежа, стыков в зоне отверстий и других концентраторов напряжений может быть начато уже в настоящее время. Ожидаемый эффект при этом может сводиться к повышению усталостной долговечности и живучести (длительности роста трещины) более чем в 3 раза Остаточная прочность может быть повышена не менее чем на 10-15%. Для достижения более сильного эффекта в повышении ресурса необходимо вывести на один порядок величин шероховатость поверхности и толщину нанослоя, что пока очень дорого.

- Получение массивных нанокристаллических заготовок с равномерной структурой без пор, микротрещин и других дефектов структуры даст возможность обеспечить стабильность свойств и более точно определить несущую способность материала, что позволит уменьшить нормируемый уровень коэффициентов запаса прочности и снизить вес конструкции. Ресурс изделий, изготовленных с использованием наномодификации, может быть повышен более чем на 200%. Разрабатываются технологии создания ремонтно восстановительных покрытий силовых элементов и взаимодействующих пар, а также наноструктурных защитных термо - и коррозионно-стойких покрытий.

- Разработка алюминиевых и титановых сплавов, а также полимерных нанокомпозитов, армированных углеродными нанотрубками, ведет к созданию прочных и легких конструкций. Использование современных конструкционных материалов обычно ограничено тем, что увеличение прочности приводит к снижению пластичности. Важным преимуществом покрытий с наноразмерной структурой является повышенная пластичность с возможностью снижения в них остаточных напряжений. Например, наносплавы на основе титана при увеличении прочности приблизительно в 2 раза обеспечивают увеличение относительных деформаций на 20–35%. По данным исследований фирмы ”Боинг”, за счет использования нанотехнологий в ближайшее десятилетие прогнозируется увеличение прочности конструкционных металлов в 1,5–3 раза. Начинается освоение материалов с одновременно возросшей прочностью и пластичностью.

Типичным недостатком современных композитных материалов является их расслоение и низкие характеристики в “поперечных” направлениях. Армирование матрицы дисперсами-наночастицами либо наноэлементами с волоконной структурой приводит к повышению деформационных характеристик композита, его прочности и стойкости к трещинам. Наномодификация изделий из композиционных материалов будет препятствовать их расслоению и развитию трещин. Создаются полимерные композиты с наполнителями из наночастиц и нанотрубок, обладающие повышенной прочностью и низкой воспламеняемостью.

Как и вся российская наука, мы в минувшие десятилетия столкнулись с сокращением численности ученых, "вымыванием" молодежи, “старением” исследовательского корпуса.

Задача стояла не допустить потери преемственности, сохранить научные школы, не потерять знания. В 1995 году МФТИ заключило с ОАО «Газпром» договор о целевом приеме студентов для научных и проектных организаций газовой промышленности и их подготовке на базе ФАЛТ МФТИ в г. Жуковский. Базовыми организациями являются: ЦАГИ, Институт проблем нефти и газа РАН и ВНИИГаз – головной институт газовой отрасли. Кафедра «Фундаментальные основы нефтегазового дела» готовит инженеров-физиков по основным направлениям развития газовой отрасли. Сегодня факультет приглашает и готов принимать в магистратуру МФТИ бакалавров из УГТУ и других вузов. Перечень специальностей постоянно расширяется. Это авиация, нефть, газ, нано. Если у молодого специалиста есть идея, которая его захватила, то инструментарий и научное руководство ему будут обеспечены. (http://mipt.ru/facultets/falt1.html.).

Рисунок 8. Участники Рассохинских чтений. Ярега. Нефтешахта 1.

Фото представлено М. Никитиным Мы полагаем, что следует сформировать рамочный договор между МФТИ и УГТУ о поддержке деятельности по взаимному информированию, участию в конференциях, чтению мини-курсов, обмену аспирантами для практики, а также совместного участия в проектах конкурсах на получение грантов. Это позволит на следующем этапе выйти на более фундаментальные формы сотрудничества – с ЦАГИ и другими отраслевыми лидерами. Хочу выразить признательность руководству УГТУ за прекрасно организованную конференцию.

Ее уровень уже соответствует всероссийскому, а включение в программу посещения Ярегской нефтешахты (рисунок 8) было чрезвычайно полезно для сближения участников, обмена мнениями и генерации новых идей.

Библиографический список 1.Семенов, В. Н. Нанотехнологии в авиации шельфа / В. Н. Семенов. – OilMarket (UPECO – United Petroleum Consultants). – 08/2009. – С. 74-77.

1. Войтышен, В. С. Разработка методики расчета критической скорости флаттера для напорной арматуры трубопровода методом конечных элементов / В. С. Войтышен, П. Г. Карклэ, И. О. Кондаков, В. Н. Семенов. Рассохинские чтения (4-5 февраля 2010 г.). – Ухта;

УГТУ;

– 2010.

2. Егоров, Б. В. Конденсация компонентов природного газа за ударной волной около тонких клиньев в сверхзвуковом потоке / Б. В. Егоров, Е. А. Забабурин, Ю. Л. Маркачев. – Ухта;

УГТУ;

Рассохинские чтения (4-5 февраля 2010 г.). – 2010.

3. Замула, Г. Н. Исследование возможностей нанотехнологий для улучшения прочностных характеристик авиационных материалов и конструкций / Г. Н. Замула, С. А. Лурье, В. Н. Семенов. Отчет НИО-3, – М.: ЦАГИ., 2009.

4. Семенов, В. Н. Технологии космической гонки / В. Н. Семенов. – Ухта. – 2009 – N 52.

УДК 622.243. Геотепловое моделирование битумных месторождений как важный этап проектирования и регулирования тепловых методов добычи Липаев А. А.

Альметьевск, Альметьевский государственный нефтяной институт Проблема освоения месторождений природных битумов становится все более актуальной. Как известно, основным способом добычи этих углеводородов является тепловой. В связи с этим, учет тепло- и температуропроводности, а также теплоемкость пород, наряду с фильтрационно-коллекторскими характеристиками, во многом предопределяет правильность и успешность теплового воздействия.

Геотепловое моделирование включает в себя определение совокупности фильтрационно-коллекторских, тепловых свойств и выделение в разрезе пласта пропластков, наиболее и наименее эффективных для теплового воздействия, а также на основе математического моделирования прогнозирование протекания в них процессов и оценку взаимовлияния продвижения теплового фронта.

Тепло-, температуропроводность и теплоемкость горных пород можно определять разными способами: аналитическими, лабораторными;

скважинными, комбинированными (скважинными и лабораторными), косвенными.

Наиболее достоверные результаты дают лабораторные исследования. Однако необходимый для этого керн имеется не со всех интересующих нас участков. В этой связи представляет интерес косвенная оценка тепловых свойств на основе их корреляции с другими петрофизическими характеристиками, определяемыми с помощью ГИС.

Для построения геотепловой модели Мордово-Кармальского месторождения к уже известным фильтрационно-коллекторским свойствам были получены данные характеризующие тепловые параметры пород.

Было выявлено, что на месторождении отчетливо выражена вертикальная неоднородность пласта, как по коллекторским, так и по тепловым свойствам, а также выявлена резкая изменчивость битумо- и водонасыщенности пласта (присутствие пластовой воды в скважинах установлено на самых различных уровнях), что дает основание для избирательного воздействия на участки, наиболее выгодные для ввода теплоносителя. В ходе исследования были выявлены характерные зависимости тепловых и коллекторских свойств, что дало основание оценивать первые по комплексу параметров, получаемых при помощи ГИС.

Сильная дифференцированность пород Мордово-Кармальского месторождения битумов по физико-химическим свойствам связана с латеральной и вертикальной изменчивостью их плотности, глинистости, известковистости, характера и типа цементирования.

Для построения геотепловой модели природного битума были проанализированы парные зависимости тепловых и коллекторских свойств по результатам интерпретации материалов ГИС. В случае, когда данные зависимости не согласовывались с лабораторными данными, изучались зависимости непосредственно между тепловыми свойствами и результатами ГИС.

За основу были взяты зависимости между тепловыми характеристиками и данными стандартного электрокаротажа и радиоактивного каротажа (т.к. данные по этим видам каротажа имеются во всех скважинах), а также взаимосвязи тепло- и температуропроводности с коллекторскими свойствами.

Было установлено, что для Мордово-Кармальского битумного месторождения характерным является тесная зависимость между параметрами насыщенности, пористости и теплопроводности битумной части разреза.

Была подтверждена зависимость полученная Николаевым С.А. вида:

= -0,055m + 2,64;

коэф. корреляции по (Николаеву С.А.) r =0,95;

по нашей оценке r =0,79;

а = -0,199m + 11,46;

коэф. корреляции по (Николаеву С.А.) r =0,97;

по нашей оценке r =0,81.

Получена зависимость между битумонасыщением и теплопроводностью вида:

= -31,503кб +100,22;

коэф. корреляции r =0,55.

Однако данные зависимости согласуются лишь с битумонасыщенными породами и породами сильно известковистого песчаника, для водоносных же пород они показывают занижение тепловых параметров.

Для водонасыщенных пород были получены зависимости теплопроводности, температуропроводности от значений радиоактивного и стандартного электрокаротажа.

К тому же при значительной неоднородности пластов по разрезу, что характерно для битумных месторождений, оценка взаимовлияния протекания процесса по пропласткам с целью регулирования разработки возможна только с привлечением информации о комплексе свойств пород, входящих в геотепловую модель пласта. Таким образом, геотепловое моделирование является одним из основных этапов проектирования и регулирования тепловых методов добычи.

В результате исследования были получены зависимости тепловых от других физических свойств с соответствующими коэффициентами корреляции, представленные в таблице 1.

На основе геологического строения на Мордово-Кармальском месторождении можно выделить следующие типы пород, представленные в таблице 2, с расчетными вероятностными значениями тепловых и коллекторских свойств в естественных условиях (для скважин, которых не коснулось тепловое воздействие).

На основе изучения тепловых свойств пород были получены данные о характере их изменения по битуминозной толще, и выделены пропластки наиболее оптимальные с точки зрения теплового воздействия.

Для участка месторождения построены характеристики свойств проницаемости, битумонасыщенности и теплопроводности пород по разрезу скважин (рисунок 1).

Как отмечается многими авторами, опытные работы по закачке пара не дали положительных результатов вследствие того, что в процессе закачки пара в пласт разогретый битум, перемещаясь в холодную зону, остывает и закупоривает поры коллектора, что приводит к резкому повышению давления и снижению приемистости скважины.

Как показали расчеты, геотепловое моделирование с учетом комплекса тепловых и фильтрационно-коллекторских свойств позволит оптимизировать ввод теплоносителя с условием опережения фронта вытеснения тепловым фронтом.

Известны различные способы разработки битумных месторождений подстилаемых водоносным пропластком. Однако они недостаточно учитывают геолого-физическое строение пласта. В результате того, что теплопроводность насыщенных битумом и ВВН пластов ниже водонасыщенных, а в ряде случаев и теплопроводности подстилающей покрышки, эффективность теплового воздействия останется низкой.

Автором совместно с Р. Ш. Абдулхаировым, З. А. Янгуразовой и И. И. Маннановым предложен метод повышения эффективности разработки тепловыми методами месторождений ВВН и битумов, содержащих подстилающий водоносный пласт, при снижении материальных и энергетических затрат, упрощении и повышении доступности осуществления.

Поставленная техническая задача решается бурением нагнетательной скважины, исследованием коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов, нагревом битумного пласта теплоносителем и добычей битума через добывающие скважины.

Новым при этом является то, что осуществляют исследование коллекторских и тепловых характеристик вскрытых бурением пластов по всему разрезу нагнетательной скважины, выделяют зоны, приуроченные к битуминозной и водонасыщенной толщи, проводят перфорацию, затем в нагнетательную скважину спускают два ряда насосно компрессорных труб (НКТ), снабженных пакерами и установленных между зонами перфорации и над зоной битумной толщи.

Рисунок Затем производят теплоизоляцию теплоизолирующим составом водонасыщенной зоны и прогрев битумной толщи, причем закачку теплоизолирующего состава и теплоносителя осуществляют одновременно, при этом закачку теплоизолирующего состава производят по первому ряду насосно-компрессорных труб, спущенных до нижнего интервала перфорации, а теплоносителя – по второму, спущенному до интервала перфорации водобитумного контакта.

Отмеченная совокупность отличительных признаков позволяет повысить эффективность нефтеотдачи битумного пласта за счет снижения тепловых потерь в подстилающий водоносный пласт и, как следствие, снизить материальные и энергетические затраты на осуществление способа.

Для предотвращения прогрева всей водоносной толщи создают одновременно с закачкой теплоносителя в битумный пласт тепловой экран в водоносном пласте – ниже зоны, обеспечивающей допустимую приемистость теплоносителя. В качестве теплоизолирующего состава (ТИС) выбирают вещества, обладающие низкими тепло- и температуропроводностью и обеспечивающие надежную изоляцию для обеспечения неконтролируемого выхода теплоносителя в водоносный пласт. Причем в процессе воздействия в зависимости от конкретных коллекторских свойств пластов и приемистости возможно регулирование закачки теплоизолирующего состава и теплоносителя.

В качестве теплоизолирующего состава можно использовать водные растворы полимерных смесей, приготовленные на основе ГИПАНа (гидролизованный полиакрилонитрит) марки ВРП-ВО-44-60, обладающие температурной стойкостью до 350°С с концентрацией полимера в водном растворе 0,5%. Раствор концентрации 0,5% при минимальных температурах ввода пара в пласт (100-127°С) имеет теплопроводность – 0,378Вт/(м·К), вязкость – 2мПа·с, при пластовых температурах 7-10°С, теплопроводность – 0,318 Вт/(м·К), вязкость – 12 мПа·с. Как известно, минимальная температура подвижности битума в пластовых условиях 50°С, при этой температуре раствор полимерной смеси имеет теплопроводность 0,361Вт/(м·К) и вязкость 9 мПа·с.

Таблица Сводная таблица расчетного определения тепловых свойств разреза битумного месторождения в зависимости от типа слагающих пород Виды характерных зависимостей тепловых свойств от коллекторских и материалов ГИС Тип пород продуктивной части Теплопроводность Температуропроводность, а·10 Теплоемкость, (Вт/м·К) 7(м2/с) СV·106Дж/(м3·К) = 0,055m + 2,64 ;

r = 0,8 a = 0,199m + 11,46 ;

r = 0,8 Сv = 10,12( I нгк.отн. ) 0, Битумонасыщенные Слабо- = 0,055m + 2,64 ;

r = 0,8 a = 0,199m + 11,46 ;

r = 0,8 Сv = 10,12( I нгк.отн. ) 0, битумонасыщенные С остаточной = 0,055m + 2,64 ;

r = 0,8 a = 0,199m + 11,46 ;

r = 0,8 Сv = 10,12( I нгк.отн. ) 0, битуминозностью a = (1,002707( I нгк ( отн ) ) ) 1, = 0,6265( кс ) 0, 2221 ;

r = 0,8 ;

r = 0,79 Сv = 10,12( I нгк.отн. ) 0,567 ;

r = 0, Водонасыщенные a = (1,002707( I нгк ( отн ) ) ) Уплотненные, 1, = 0,6265( кс ) 0, 2221 ;

r = 0,8 ;

r = 0,79 Сv = 10,12( I нгк.отн. ) 0,567 ;

r = 0, водоносыщенные 0, 667 ( I нгк ( отн ) ) a=е ;

r = 0, 0, = 0,6265( кс ) 0, 2221 ;

r = 0,8 Сv = 10,12( I нгк.отн. ) 0,567 ;

r = 0, a = (1,002707( I нгк ( отн ) ) ) Уплотненные 1, ;

r = 0, a = 0,199m + 11,46 ;

r = 0, = 0,6265( кс ) ;

r = 0, 0, 2221 0, 667 ( I нгк ( отн ) ) Сv = 10,12( I нгк.отн. ) 0,567 ;

r = 0, a=е ;

r = 0, 0, = 0,055к п + 2,64 ;

r = 0, Плотные a = (1,002707( I нгк ( отн ) ) ) 1, ;

r = 0, = 0,7056( кс ) 0,195 ;

r = 0, a = 0,199m + 11,46 ;

r = 0,8 Сv = 10,12( I нгк.отн. ) 0, = 0,055к п + 2,64 ;

r = 0, Известковистые a = (1,6142( I нгк ( отн ) ) ) Породы-покрышки, = (1,37136 ( I гк ) )3,867 ;

r = 0, 2, ;

r = 0, глины, алевролиты Опыты показали, что при такой совокупности физико-химических свойств можно добиться наилучшего эффекта воздействия на пласт.

Раствор полимера способен изменять свою вязкость в широком диапазоне в зависимости от температуры, что позволяет создавать условия продвижения теплоизолирующего состава по мере прогрева выработки битумного пласта.

Свойства раствора полимера позволяют избежать потерь тепла в зоне, охваченной тепловым воздействием, за счет более низкой теплопроводности полимерного раствора относительно воды (теплопроводность полимерного раствора во всем диапазоне температур на 25-30% ниже теплопроводности воды).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки месторождений высоковязких нефтей и битума складывается за счет повышения эффективности нефтеотдачи битумного пласта, снижения тепловых потерь в подстилающий водоносный пласт, а также материальных и энергетических затрат.

Решаемая техническая задача состоит в повышении нефтеодачи продуктивного пласта за счет увеличения глубины прогрева и снижения тепловых потерь.

Поставленная задача решается известным способом разработки месторождений высоковязких нефтей или битума, включающим бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны с последующей перфорацией, спуск насосно компрессорных труб (НКТ) и штангового насоса, бурение бокового горизонтального ствола из вертикального ствола скважины, закачку теплоносителя в боковой ствол в чередовании с отбором нефти из вертикального ствола.

Таблица Пористость Битумонасыщенность Теплопроводность Типы пород % % (объемная) Вт/(мК) Глины, алевролиты - - 0,69-1, Битумонасыщенные песчаники 29-38 62-81 1,045-0, Слабобитумонасыщенные песчаники 29-30 45-53 1,045-0, Песчаники с остаточной 20 45 1,45-1, битуминозностью Водонасыщенные песчаники 26-32 - 1,54-2, Уплотненные водонасыщенные 18-24 - 1,86-2, песчаники Уплотненные песчаники 12-18 - 1,98-1, Плотные песчаники 11 - 2,035-2, Известковистые песчаники 6-12 - 2,31-2, Новым является то, что после бурения вертикальной скважины производят исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов, выделяют битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, а бурение бокового горизонтального ствола из вертикального ствола скважины производят так, чтобы он вскрыл промежуточный водоносный пропласток, в разрезе битумного пласта – на половину распространения локального водоносного пропластка. Боковой ствол цементируют до верхнего битуминозного пропластка, затем в боковой ствол спускают перфорированную обсадную колонну, причем перфорацию проводят так, что число перфорированных отверстий увеличивают по мере удаления от вертикального ствола скважины, вертикальный ствол скважины перфорируют в зонах битуминозных пропластков, при этом после выработки продуктивной зоны между вертикальным и боковым стволом в боковой ствол последовательно закачивают оторочку загустителя в объеме 0,1 от объема прогретой продуктивной зоны и воды, причем воду закачивают до появления загустителя в вертикальном стволе скважины, после чего возобновляют закачку теплоносителя в боковой ствол.


Рисунок 2. Характеристика коллекторских и тепловых свойств по разрезу скважины Добычу высоковязкой нефти или битума производят до минимально допустимого рентабельного уровня, затем переходят к закачке теплоносителя через вертикальный ствол скважины и боковой горизонтальный ствол до уровня рентабельных дебитов в соседних добывающих скважинах.

Рисунок 3. Схема способа разработки месторождений и изменение свойств по разрезу скважины после закачки ТИС Рисунок 4. Характеристика свойств пластов по разрезу скважины Совокупность отличительных признаков позволяет обеспечить высокий темп нагнетания теплоносителя в пласт, избежать проблемы кольматации пор, аккумулировать тепло в пропластке и избежать тепловые потери, т.к. водоносный пропласток с лучшей теплопроводностью (1,45-2,5 Вт/(м·К)) будет внутри битуминозного пропластка с низкими значениями (0,6-1,30 Вт/(м·К)), уменьшать вязкостное соотношение между разогретым битумом и вытесняющим загустителем, перераспределить влияние теплоносителя в зоны ранее неохваченные тепловым воздействием, увеличить, тем самым, глубину прогрева продуктивного пласта и его нефтеодачу.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки месторождений высоковязких нефтей и битума складывается за счет повышения нефтеодачи битумного пласта, снижения тепловых потерь по сравнению с прототипом.

Рисунок 5. Схема размещения оборудования при предлагаемом способе разработки высоковязких нефтей и природного битума: 1 – вертикальная скважина;

2 – забой;

3 – устье;

4 – кровля продуктивного пласта;

5, 6 – битуминозные пропластки;

7 – водоносный пропласток;

8 – боковой горизонтальный ствол;

9 – увеличенное число перфорированных отверстий;

10 – перфорация вертикального ствола;

11 – НКТ;

12 – пакер;

13 – затрубное пространство;

14 – насос УДК 622. Новый подход к учету извлечения газа и конденсата из пласта газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата Долгушин Н. В.1, Полубоярцев Е. Л. 1 – Ухта, Ухтинский государственный технический университет 2 – Ухта, НИПИ нефти и газа Ключевыми задачами перевода газовой отрасли на инновационный высокотехнологичный путь развития в новых экономических условиях является разработка новых эффективных технологий недропользования и повышение энергоэффективности.

Решение поставленных задач возможно только при проведении эффективных и достоверных измерений количества извлечения газа и конденсата из недр.

Современные законодательные акты и нормативные документы (Закон «О недрах», «Правила охраны недр», «Положение о порядке осуществления мониторинга состояния недр Российской Федерации») предусматривают поскважинные измерения извлекаемых из пласта газа и конденсата с целью ведения государственного баланса полезных ископаемых, осуществления государственного надзора и контроля за извлечением углеводородов из пласта и рациональным использованием недр, выполнения проектов разработки залежей углеводородов для достижения утвержденных показателей конденсатоотдачи. Анализ современного состояния организации измерений, методического и технического обеспечения учета извлечения углеводородов из пласта позволяет сделать вывод о несоответствии его современным требованиям и уровню сложности газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата. Измерение и учет извлечения газа и конденсата из скважин рассматриваемых месторождений относится к наиболее сложным и наукоемким исследовательским работам, выполнение которых связано с большими трудовыми и финансовыми затратами. А для исполнения современных требований нормативных документов необходимо провести очень большой объем исследований скважин, выполнить который при традиционной организации измерений просто невозможно.

С целью обеспечения эффективной и рациональной организации измерений и учета извлекаемых из скважин газа, конденсата и нефти, в соответствии с требованиями законов «О недрах», «О технологическом регулировании», «Об энергосбережении», «Об обеспечении единства измерений» возникла необходимость обоснования нового подхода организации измерений и учета извлечения газа и конденсата из пласта газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата.

Как известно, организация измерений количества извлекаемых из недр газа и конденсата для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений представляет собой реализацию триединого процесса для конкретного месторождения, включающего в себя решение следующих задач:

разработка структурно-функциональной системы организации измерений;

обоснование методического и метрологического обеспечения измерений;

обоснование технико-технологического обеспечения измерений.

Выполнение детального анализа всех положений и особенностей измерений извлекаемой продукции из скважин газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений обусловлено тем обстоятельством, что технологии измерений очень сильно различаются по сложности в зависимости от величины содержания конденсата в пластовом газе, сложности состава и свойств пластовых флюидов, геолого-промысловых условий, особенностей технологий сбора и подготовки газа и конденсата. Попытки использовать организации и технологии измерений, разработанные для более простых залежей, на более сложных приводят, по сути дела, к потере контроля за извлечением углеводородов, кризисному положению в информационном обеспечении разработки месторождений и в учетной политике газодобывающего предприятия.

Анализ опыта и знаний, полученных при эксплуатации месторождений ОАО «Газпром» и прежде всего месторождений ООО «Севергазпром» (ООО «Газпром переработка») и других газодобывающих компаний, позволяет выполнить научное обоснование рекомендаций организации измерений и учета количества извлечения газа и конденсата.

Измерение количества газа и конденсата, извлекаемых из пласта по отдельным скважинам, осуществляется в процессе газоконденсатных исследований продукции скважин на замерных сепарационных установках. Это обусловлено тем, что непосредственному измерению с регламентированной точностью поддаются только однофазные потоки.

Поэтому газожидкостная смесь, поступающая из скважины, разделяется на однофазный газовый (газ сепарации) и жидкий (сырой конденсат) потоки. Но и тот, и другой потоки представляют собой смеси газовых и конденсатообразующих компонентов.

На основе результатов непосредственных измерений расходов, составов и свойств исследуемых потоков методом балансовых расчетов определяется состав добываемой продукции скважины. И затем продукция скважины пересчитывается на два вида полезных ископаемых: сухой пластовый газ и конденсат. Это обусловлено тем, что в российской учетной политике углеводороды пластового конденсатного газа условно представляются в виде двух полезных ископаемых: природного газа (углеводороды С1-С4 плюс неуглеводородные компоненты) и конденсата (конденсатообразующие компоненты в составе пластового конденсатного газа). Поэтому оценка запасов и учет извлечения углеводородов из пласта осуществляется для этих двух составляющих.

Для правильной постановки целей и задач по организации измерений извлекаемых из пласта углеводородов для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений рассмотрим организацию этих работ на газовых и нефтяных месторождениях.

Наибольшей простотой отличается организация измерений извлекаемого газа для чисто газовых месторождений. В условиях, когда нет поступления пластовых вод в скважину, расход газа достаточно легко измеряется в любой точке системы «устье скважины – сборный пункт». Расчет извлечения газа из пласта в процессе разработки достаточно точно осуществляется на основании крайне редких исследований на продуктивность и данных оперативного контроля параметров режимов работы скважин (давлений и температур). В условиях, когда нет возможности исследований на сборных пунктах (отсутствие индивидуальных шлейфов), исследования на продуктивность выполняются со сжиганием на факелах газа, извлекаемого из пласта в процессе исследований.

Для нефтяных месторождений продукция скважин является высокодинамической системой: может изменяться как общее количество добываемой жидкости, так и содержание в ней нефти. Поэтому в нефтяной отрасли была принята другая организационная схема измерений добываемой продукции, основанная на регулярных исследованиях всего фонда скважин на групповых замерных установках. Выполняется очень большой объем работ по организации измерений продукции скважин (по сравнению с газовыми месторождениями), и выделяются необходимые средства на создание структурно-функциональных технологических схем измерения (нефтепроводы, групповые замерные установки).

Анализ технологии измерений продукции газоконденсатных скважин на замерных сепарационных установках в процессе газоконденсатных исследований позволяет сделать вывод, что она значительно сложнее, чем технология измерений продукции скважин на замерных сепарационных установках в процессе исследований нефтяных скважин. А продукция газоконденсатных скважин отличается более высокой динамичностью количественной и качественной характеристик, чем для газовых месторождений. Для скважин, характеризующихся поступлением пластовых жидких флюидов (сырой ретроградный конденсат, сопутствующие нефти и пластовые воды), изменение количества, состава и свойств продукции скважин будет носить такой же характер, как и для нефтяных скважин. Для правильного и достоверного измерения извлечения углеводородов из этих скважин необходимо выполнять такой же большой объем исследований, как и для нефтяных скважин. Но выполнить такой объем исследований невозможно по следующим причинам:


очень большие трудовые и материальные затраты при газоконденсатных исследованиях через замерные сепарационные установки на устье скважин;

огромные потери газа и конденсата от сжигания на факелах.

Кроме того, надо учитывать, что газоконденсатные месторождения очень сильно отличаются по степени сложности измерений в процессе газоконденсатных исследований и расчета извлечения углеводородов из пласта: от достаточно простых месторождений с небольшим содержанием конденсата до чрезвычайно сложных нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата.

Но, к сожалению, для таких разных месторождений используется единый методологический подход к обоснованию учетной политики и организации измерений извлекаемых из пласта углеводородов, разработанных на основе опыта и знаний, полученных на месторождениях с низким содержанием конденсата. При обосновании этого подхода были использованы основные положения организации измерения и расчета извлечения углеводородов для газовых месторождений.

Прежде всего необходимо рассмотреть основное отличие организации измерений извлечения углеводородов из пласта для газовых и газоконденсатных месторождений. Надо отчетливо представлять, что если на газоконденсатных месторождениях и будет осуществляться постоянное измерение расхода газа, но не будет проводиться измерение расхода, состава и свойств сырого конденсата, то измеряться будет только часть газа, извлекаемого из пласта. В этом случае общий объем извлекаемого газа будет определяться умножением замеренного объема газа на коэффициент, определенный расчетным или эмпирическим путем, учитывающий содержание газа в сыром конденсате. Такой детальный анализ необходим для понимания того, что нельзя непосредственно измерить весь газ, извлекаемый из пласта, а только часть его, даже при организации постоянного контроля дебита газа сепарации, но при отсутствии мониторинга добычи конденсата. И чем выше содержание конденсата в пластовом газе, а следовательно, и больше выход сырого конденсата, тем больше газа будет содержаться в жидком потоке. Следует учитывать также и тот факт, что содержание газа довольно существенно зависит от температуры сепарации. Эти пояснения нужны для обоснования вывода, что без измерения конденсатного потока определение извлечения газа из пласта будет проводиться с определенной погрешностью, даже при условии постоянного контроля дебита газа сепарации. Следовательно, в отличие от чисто газовых месторождений, для газоконденсатных месторождений измерительные операции представляют только часть информационного обеспечения в общей системе учета извлечения углеводородов из пласта, даже при условиях постоянных измерений расхода газа по каждой скважине.

Кроме того, следует учитывать то обстоятельство, что организация измерений по изучению динамики газоконденсатной характеристики скважин основана на периодических исследованиях на газоконденсатность крайне ограниченного количества скважин очень редкой сети опорных скважин. Для крупных месторождений с большим фондом скважин исследованиями могут быть охвачены 2-10 % скважин.

Возможные объемы исследований рассмотрим на примере некоторых месторождений (таблица 1). Анализ данных таблицы 1 позволяет сделать однозначный вывод о крайне низком уровне контроля газоконденсатной характеристики скважин для условий месторождений, характеризующихся средним и высоким содержанием конденсата в пластовом газе.

Таблица Объем промысловых газоконденсатных исследований Количество исследований Количество Месторождение работающих Устьевые УКПГ скважин установки Оренбургское 730 10-12 4- Ямбургское 600 22 Уренгойское 430 45-55 Вуктыльское в том числе:

на начальном этапе разработки 95 4-5 на текущем этапе разработке (при испытании технологии 130 - повышения конденсатоотдачи) Югидское 9 - Западно-Соплесское 6 - Печорокожвинское 8 - Для примера рассмотрим организацию измерений извлечения углеводородов из пласта для Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Структурно функциональная схема организации измерений газа и конденсата на начальном этапе разработки приведена на рисунке 1.

4 Газ УКПГ Блок Сырой конденсат УКПГ УКПГ (2-4 блока 14-28 скважин) 1 - скважина;

2 - шлейф;

3 - устьевая замерная сепарационная установка;

4 - технологические сепарационные установки для отдельных скважин (ТСУ);

5 - замерные узлы газа и конденсата Рисунок 1. Структурно-функциональная схема организации измерений газа и конденсата на Вуктыльском НГКМ на начальном этапе разработки Каждая скважина имела индивидуальную технологическую сепарационную установку. На каждой линии осуществлялся постоянный замер дебита газа сепарации по каждой скважине, а также в целом по установке комплексной подготовки газа (УКПГ).

Газоконденсатные исследования проводились по крайне редкой сети опорных скважин – 5- скважин в год. Это при фонде скважин к 1980 г. порядка 180.

1 2 Газ УКПГ Сырой конденсат УКПГ 1 - скважина;

2 - шлейф;

3 - замерная сепарационная установка для отдельных скважин;

4 - групповая технологическая сепарационная установка для скважин блока;

5 - замерные узлы газа и конденсата Рисунок 2. Структурно-функциональная схема организации измерений газа и конденсата на Вуктыльском НГКМ на поздней стадии разработки На поздней стадии разработки технологическая схема подготовки газа и конденсата была изменена (рисунок 2). Скважины всего блока стали работать на один сепаратор. Но в этот период исследования на газоконденсатность уже проводились через сепарационные установки, расположенные на УКПГ. Это позволило охватить исследованиями весь фонд скважин с разной периодичностью. На первом этапе исследования проводились через устьевые замерные сепарационные установки – 4-5 исследований в год.

Внедрение технологии газоконденсатных исследований через УКПГ в 1980 г. в условиях подготовки газа и конденсата на индивидуальных технологических сепарационных установках позволило на качественно новом уровне осуществлять измерение извлечения газа и конденсата по отдельным скважинам.

К сожалению, рассмотренные структурно-функциональные системы организации измерений извлечения углеводородов являются исключением в системе ОАО «Газпром». В настоящее время в основном применяется групповая схема сбора и подготовки газа и конденсата. По этой схеме газ от кустов скважин (или группы кустов) по газосборным коллекторам поступает на групповые установки большой производительности. В этих условиях невозможно проведение газоконденсатных исследований через УКПГ из-за отсутствия шлейфов для исследований отдельных скважин. При такой технологической схеме организации измерений возможно проведение газоконденсатных исследований только на устьевых сепарационных установках. В этом случае может быть реализован только традиционный подход к контролю ГКХ скважин и расчету извлечения конденсата из пласта, основанный на проведении чрезвычайно малого объема промысловых газоконденсатных исследований скважин крайне редкой сети опорных скважин (см. таблицу 1). Такой подход был реализован даже на таких крупных месторождениях, как Уренгойское, Ямбургское и Оренбургское.

На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что традиционный методический подход к организации измерений и расчету извлекаемых углеводородов из пласта основан на допущении постоянства продуктивности скважин. Это позволяло на основании единичных исследований на продуктивность и данных периодических замеров пластового давления и измерений устьевых параметров на технологическим режиме достаточно удовлетворительно вести поскважинный учет добычи газа. А, учитывая, что для месторождений с низким содержанием конденсата высока вероятность, что в скважину будет поступать только пластовый газ, то достаточно удовлетворительно рассчитывается и добыча конденсата.

В основе действующей методологии учета добычи и организации измерений количества извлекаемых углеводородов из пласта лежит весьма упрощенная модель, отвечающая условиям газоконденсатных месторождений с небольшим содержанием конденсата.

Для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с более высоким содержанием конденсата такой подход уже неприемлем по следующим причинам:

Необходимо доказывать, что на технологических режимах не происходит выпадения конденсата в депрессионных воронках;

для этого необходимо проводить промысловые газоконденсатные исследования в широком диапазоне дебитов газа, а большинство сепарационных установок обеспечивают достоверность газоконденсатных исследований только на минимальных режимах.

Для залежей с большим этажом газоносности необходима разработка конденсатных моделей (зависимости содержания конденсата по разрезу залежи (qк.пг= f(H)) и более сложных конденсатопромысловых моделей (двухфакторных – (qк.пг= f(рпл, H)).

На определенных этапах разработки необходимо держать под контролем весь фонд работающих скважин с помощью традиционных и экспресс-технологий газоконденсатных исследований.

Для примера на рисунке 3 приведена конденсатная модель для начальных условий Вуктыльского НГКМ, а на рисунке 4 – конденсатопромысловая модель для Вуктыльского НГКМ.

Содержание конденсата в пластовом газе, г/см 250 300 350 Глубина, м 8 ГН К Рисунок 3. Конденсатная модель для начальных условий Вуктыльского НГКМ Характерной особенностью газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата является поступление пластовых жидких флюидов. Поведение продуктивной и газоконденсатной характеристик таких скважин не будет подчиняться закономерностям изменения, установленным для скважин с поступлением пластового газа. Изменения этих параметров могут носить самый разный характер и быть индивидуальными для каждой скважины. Для достоверного измерения и расчета добычи газа и конденсата по этим скважинам их, как и нефтяных, надо периодически исследовать. Балансовая модель планирования и расчета добычи конденсата и нефти для скважин, характеризующихся поступлением жидких флюидов, приведена на рисунке 5.

Кроме того, скважины с жидкостными притоками необходимо выявлять, т.е. держать под контролем весь фонд добывающих скважин. Ясно, что с помощью традиционной организации измерений количества извлекаемых газа, конденсата и нефти, основанной на промысловых газоконденсатных исследованиях на устьевых замерных сепарационных установках, это сделать невозможно.

Во-первых, необходима разработка экспресс-способов для выявления скважин сухого поля (скважин, характеризующихся поступлением только пластового газа) и газожидкостных скважин, характеризующихся дополнительным поступлением пластовых жидких углеводородных флюидов.

Во-вторых, количество газожидкостных скважин может быть довольно значительным.

На Вуктыльском НГКМ их доходило до 50, когда работающий фонд скважин был порядка 180. Ясно, что для месторождений с таким фондом добывающих скважин и такой сложной конденсатопромысловой моделью (см. рисунок 4) четырех-пяти промысловых газоконденсатных исследований явно недостаточно для контроля газоконденсатной характеристики и расчета извлечения конденсата даже для скважин, характеризующихся притоком только пластового газа. Не говоря уже о необходимости исследований скважин с жидкостными притоками.

Значительно повысить эффективность учетной политики за счет существенного увеличения объемов исследований, повышения качества и значительного снижения трудоемкости их возможно при проведении промысловых исследований на установках, располагаемых на УКПГ. Технология промысловых газоконденсатных исследований начала применяться на Вуктыльском НГКМ с конца 1970-х гг. В настоящее время все промысловые газоконденсатные исследования на всех месторождениях Вуктыльского ГЭР выполняются только с применением этой технологии. Эта технология промысловых газоконденсатных исследований внедрена также и на Оренбургском месторождении. Но, к сожалению, она не была внедрена на других месторождениях, несмотря на все ее преимущества.

С о д е р ж а н и е к о н д е н с а т а, г /м 0 5 10 15 20 25 30 35 Пластовое давление, МПа 2000 м;

2500 м;

3000 м;

3350 м Рисунок 4. Конденсатопромысловая модель для Вуктыльского НГКМ Рисунок 5. Балансовая модель расчета извлечения конденсата из пласта для скважин с жидкостными притоками Газоконденсатные исследования скважин представляют собой сложные, трудоемкие и высокозатратные виды работ. Например, исследования скважин на устьевой сепарационной установке с миллионным дебитом газа сепарации и содержанием конденсата в пластовом газе, равным 400 г/м3, приведут к потерям углеводородов от сжигания на факеле в следующих количествах: газа 1,1 млн. м3/сут, конденсата 440 т/сут.

Ясно, что при таких больших затратах на газоконденсатные исследования по традиционной технологии с использованием устьевых установок и огромных потерях углеводородов от сжигания на факелах не ставилась задача учета извлечения конденсата на основании результатов фактических измерений. Поэтому суть и содержание контроля ГКХ скважин и учета добычи конденсата свелись к проверке точности и достоверности экспериментальной зависимости qк.пг=f(рпл) на основе крайне малочисленных объемов исследований.

В 1970-1980-е гг. на многих месторождениях велся постоянный контроль дебитов газа сепарации всего фонда скважин. В дальнейшем на этих месторождениях перешли к периодическим контрольным замерам дебитов газа сепарации.

С целью экономии капитальных вложений на строительство индивидуальных шлейфов на многих месторождениях стали применять групповые сборные коллекторы от куста скважин или группы кустов. А в этом случае даже учет добычи газа будет основан на периодических газодинамических исследованиях со сжиганием газа и конденсата на факелах.

Для газоконденсатных месторождений с повышенным содержанием конденсата при такой организации исследований учет добычи конденсата будет носить сугубо ориентировочный характер из-за крайне низкой точности и достоверности информации.

Парадокс заключается в том, что затраты на организацию измерений извлечения углеводородов будут намного превосходить затраты на строительство шлейфов. Наиболее рациональным и экономичным подходом к созданию систем сбора продукции скважин будет подход, основанный на строительстве специальных шлейфов для исследований отдельных скважин или групп скважин (кустов или группы кустов).

Учитывая большое разнообразие химических составов и свойств пластовых флюидов, геолого-промысловых условий эксплуатации скважин и объектов сбора и подготовки газа и конденсата, конкретные технические решения по созданию и эксплуатации структурно функциональных систем организации измерений извлекаемых количеств углеводородов из пласта необходимо обосновывать с учетом специфических особенностей конкретных месторождений.

Главный вывод из анализа практики организации измерений извлечения количества углеводородов из пласта, современного методического и технического состояния газоконденсатных исследований состоит в том, что для создания эффективной научной и экономически обоснованной системы контроля извлечения конденсата на проектируемых месторождениях и совершенствования системы контроля извлечения конденсата на разрабатываемых месторождениях необходима разработка нормативного документа, который позволит обеспечить организацию измерений и расчета добычи газа и конденсата с регламентированной степенью точности.

Выводы и рекомендации:

1. Газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения очень сильно отличаются по степени сложности и масштабности измерений извлечения газа, конденсата и нефти из пласта: от простых газоконденсатных месторождений с небольшим содержанием конденсата в пластовом газе до чрезвычайно сложных нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата.

2. Традиционный подход к организации измерений и расчета извлечения углеводородов из пласта, основанный на исследованиях продукции скважин на замерных сепарационных установках, располагаемых на устье, не отвечает уровню сложности, трудоемкости и эффективности информационного обеспечения для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе (более 200 г/м3) и не позволяет обеспечить решение задач измерения и контроля извлечения из пласта газа, конденсата и нефти с требуемой точностью и достоверностью.

3. Для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений наиболее рациональным и экономичным подходом к организации измерений и контролю извлечения газа и конденсата из пласта будет создание структурно-функциональной организации измерений, основанной на технологии измерений продукции индивидуальных скважин на замерных сепарационных установках, располагаемых на УКПГ. Для реализации ее при создании систем сбора и подготовки газа и конденсата необходимо предусматривать строительство специальных шлейфов для исследований отдельных скважин или группы скважин (кустов или группы кустов).

4. При проектировании обустройства газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе рекомендуется создание структурно-функциональной организации измерений извлекаемых углеводородов из пласта только с использованием технологии промысловых газоконденсатных исследований на УКПГ.

5. На разрабатываемых месторождениях, где уже обустроены системы сбора и подготовки и нет условий для исследования индивидуальных скважин на УКПГ, организация измерений извлекаемых углеводородов из пласта должна быть основана на проведении промысловых исследованиях на устье скважины. Промысловые исследования могут выполняться с использованием промышленных сепараторов, мобильных замерных сепарационных установок, технологии исследования части потока, многофазных расходомеров и т.д.

Применение их возможно только при условии сертификации как средств измерений и внесения в Госреестр СИ.

6. При организации измерений извлечения углеводородов на устьевых замерных сепарационных установках обязательным условием является разработка экспресс-способов исследований, позволяющих с минимальными затратами обследовать весь фонд скважин на предмет доказательства поступления чисто пластового газа и выявления скважин с жидкостными притоками.

7. Основными причинами получения низкого качества измерительной информации и ошибочных результатов является неправильный выбор режима работы скважины и замерной сепарационной установки, несовершенство замерных сепарационных установок и низкий уровень метрологического обеспечения.

ГЕОЛОГИЯ И РАЗРАБОТКА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ.

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ И ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УДК 622. Нейросетевое управление и контроль работы скважинных штанговых насосов при термическом воздействии на залежи высоковязких нефтей Рожкин М. Е.

г. Ухта, Ухтинский государственный технический университет Усинское нефтяное месторождение расположено в Усинском районе Республики Коми и приурочено к одной из локальных структур Колвинского мегавала. Пермо карбоновая залежь является одним из наиболее сложных объектов разработки. Залежь сводовая, массивная, структурного типа, залегает на глубине от 1100 до 1500 м и содержит аномально вязкую нефть (710 мПа·с) в карбонатах трещинно-кавернозно-порового типа нижней перми, верхнего и среднего карбона.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 8 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.