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 |

«1 ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г. 2 СИСТЕМЫ №1 (19) февраль ...»

-- [ Страница 2 ] --

проблемы расцентровки и дисбаланса, методы преобразования и анализа тепло- По общему тепловому полю объекта, которые определяются вибродиагности- грамм) применительно к энергооборудова- исследуя термограммы мы можем точно ческими и термографическими методами, нию (электродвигателю). Данная аппаратура определить температурные пятна tmax0С, проблемы подшипниковых узлов опреде- (тепловизоры) и методы обработки тепловых tmin0С, дисперсию с точностью до 0,10С, что ляются трибодиагностикой, вибродиагно- фотографий объектов (термограмм) дают косвенно говорит о перегретом элементе и стикой и тепловизионными методами, а широкие возможности для исследователь- с высокой вероятностью возможно локали проблемы фундаментов и качества ремон- ских работ и разработки методик в будущем. зовать дефект.

тов диагностирутся лазерными системами Энергетическое оборудование (например, В исследовательской работе, свя выверки геометрии. Разбив все часто воз- асинхронный двигатель) выбрано в качестве занной с разработкой методов термо никаемые задачи на категории физических примера сложного объекта, в котором могут графии сложных объектов были впервые основ производится разбивка дефектов и протекать физические процессы, вызванные разработаны:

проблем, которые относятся в большин- совокупностью природы возникновения (ме- - Методы и методики тепловизионной ди стве случаев к дефектам механической ханической, электродинамической, тепловой агностики электромеханических систем или электрической природы. и др.). Методы термографии, используемые по тепловому полю объекта.

Надежность энергетического оборудова- на сегодняшний день применительно к асин- - Проведена классификация видов дефек ния во всем мире реализуется через четыре хронным двигателям, не дают достоверный тов энергомеханического оборудования формы технического обслуживания [1]: диагноз по причине малой статистики, не по степени их развития и разбиение их 1) Реактивное (реагирующее) большой рандомизации и относительно по критичности.

профилактическое обслуживание (РПО);

малого количества исследовательских ме- - С помощью математических моделей и 2) Обслуживание по регламенту или тодик, поэтому в исследовательской работе статистического анализа выработаны планово-профилактическое опираясь на статистические методы анали- рекомендации по фактическому подходу обслуживание (ППР);

за ранжируются два класса состояния асин- к обслуживанию и диагностике энергети 3) Обслуживание по фактическому хронных электродвигателей во время экс- ческого оборудования техническому состоянию (ОФС);

плуатации (I – годные, II – не годные). - Разработаны алгоритмы повышения на 4) Проактивное или предотвращающее Для электрооборудования существу- дежности сложных объектов и совокуп обслуживание (ПАО);

ют «Нормы испытания» тепловизионными ных элементов данного объекта В европейских и развитых странах ис пользуются прогрессивные формы ПАО и ОФС, а в России и странах СНГ регрес сивные РПО и ОФС. Далее приведена таблица, в которой указаны основные до стоинства и недостатки систем ТОиР для обеспечения надежности энергетического оборудования.

Для реализации прогрессивных мето дов ОФС и ПАО необходимо создать ме тодики обеспечения надежности энерге тического оборудования на базе методов технической диагностики. Суть методов технической диагностики заключается в оценке и прогнозе технического состояния объекта диагностики по результатам прямых или косвенных измерений параметров со стояния или диагностических параметров. Рис.1 Пример термограммы с критичными «тепловыми пятнами»

24 №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ ДИАГНОСТИКА Методы тепловизионной диагностики электродвигателю, в начальный момент Окончательно проверка обеспечения наиболее эффективны для энергомехани- времени или номинальное значение темпе- допускаемой температуры диагностируе ческого оборудования: электродвигатели, ратуры, установленное производителем;

мого элемента принимает вид:

tmaxi – тот же параметр при i-м предохранители, кабели, контакты соеди нительных кабелей и т.п. тепловизионном контроле;

(4) Наиболее важным и дорогими из энер- [t] – допустимый перегрев гооборудования являются приводы дина- электродвигателя;

Выводы:

мического оборудования (электродвигате- [tmax] – допустимая максимальная ли). Задачи тепловизионной диагностики температура электродвигателя, 1. Термографический метод диагности асинхронных двигателей могут решаться установленная производителем. ки является универсальным и эффек методами дисперсионного или дискрими- Для увеличения достоверности тепло- тивным методом оценки технического нантного анализа. визионной диагностики производится по- состояния и надежности асинхронных Однако об изменении температуры вторное измерение теплограмм объекта электродвигателей.

электродвигателя свыше нормативной в при одном и тот же цикле контроля. Число 2. При проверке гипотезы минимального инструкции по обслуживанию рекомендуют измерений n должно быть не менее 5. числа диагностических измерений и для судить по косвенным признакам, например Расчет границ статистически возможных оценки фактического технического со по температуре подшипникового узла или значений максимальной температуры для n стояния работающего электродвигателя корпуса электродвигателя, что является измерений производят по формулам [3]. достаточно пяти статистических измере следствием нагрева других элементов. ний на данном объекте.

Перегрев корпуса электродвигателя 3. В случае невозможности различить ви свыше t=230 от номинальной темпера- (2) зуально тепловые изображения элемен туры вызывает не только нагрев обмоток тов перекрывающих друг друга должны (ротора, статора), но и изменения коэффи- использоваться методы автоматическо циента теплопередачи, и, как следствие, х=tmax – контролируемый параметр;

го анализа и обработки термограмм.

вытекание смазки. xn и Sn – среднее и дисперсия контролиру- 4. Задачи тепловизионной диагностики Тепловизионный контроль выявляет емого параметра по n измерениям могут решаться методами дисперсион перегрев элемента в начальной стадии до ного анализа с привлечением пакетов появления внешних изменений и опасно- компьютерных программ обработки сти разрушения. данных.

Перегрев дает на термограмме яркое 5. Для определения коэффициентов диа пятно с локализацией температуры. По- – толерантные коэффициенты. гностических (дискриминантных) функ этому для диагностики ее технического со- Принимая доверительную вероятность ций необходим сбор статистических стояния достаточен контроль максималь- P=0,995, получаем следующую формулу данных о влиянии отдельных дефектов ной температуры теплового поля (рис.2). для расчета толерантных коэффициентов: энергетического оборудования и слож Для этого используют теплограмму, снятую ных объектов на все тепловое поле.

при фокусировке тепловизора на исследу емый элемент, с той стороны, где он не за ИСПОЛЬЗОВАННАЯ слонен другими объектами с нормалью не X2(P, ) квантиль распределения, который ЛИТЕРАТУРА:

менее 600.

При периодическом контроле каждого при (5n10) определяется по таблице 1. 1. Mitchell J.S. An Introduktion to Machinery электродвигателя с момента начала его Analysis and Monitoring, PennWell Pub.

эксплуатации в памяти тепловизора сохра- При проверке соответствия максималь- Co., 1981, с. 35.

няются значения tmax, что позволяет фикси- ной температуры допускаемой по критери- 2. Клюев В.В., Соснин Ф.Р., Ковалев А.В.

ровать изменение температуры корпуса. ям (1) в качестве замеренного значения tmax Неразрушающий контроль и диагности Критерии диагностического контроля используется его статистически возможное ка. – М., Изд. Машиностроение, 2003г, с.

имеют вид: верхнее значение, рассчитанное по 528.

формуле (2) по «n» результатам единовре- 3. Романов Р.А, Васильев Д.И. Теплови (1) менного контроля, зионная диагностика промышленных объектов. Тезисы Международного сим позиума промышленных предприятий tmax0 – максимальная температура в об- (3) Украины и стран СНГ, г.Харьков, 13- ласти теплового пятна, соответствующего апреля 2010., с.55.

n-1 4 5 6 7 8 X2 0,71 1,14 1,63 2,17 2,73 3, Таб. 1. Значения квантилей X2 (P, ) Рис.2 Диагностика структурной модели теплового поля асинхронных электродвигателей ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

26 ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ Горизонтальные факельные установки ООО «ТюменНИИгипрогаз» – решение проблемы нейтрализации промстоков На объектах газовой промышленности горелками и фотодатчиком контроля пла- Одновременно на дежурную горелку от в процессе добычи и переработки газа и мени. Подвод промстоков и газа для рас- блока распределения топливного газа по конденсата образуются промышленные пыления промстоков осуществляется по дается газ, дежурная горелка разжигается сточные воды. Подразделяются они в отдельным трубопроводам, на трубопрово- от пламени запальной горелки и запальная основном на технологические, технические де газа на входе в устройство горелочное горелка гаснет. Далее ручным или электро и ливневые. установлен огнепреградитель. Устройство приводным краном в пневматические фор Наибольшую опасность для окружа- имеет две пневматические форсунки, куда сунки горелочного устройства подается ющей среды представляют технологиче- подводятся сопла промстоков. газ. После получения устойчивого факела ские сточные воды (промстоки), в состав Пневматические форсунки обеспечи- задвижкой с ручным управлением или за которых могут входить гликоли, амины, вают распыление промстоков газом. Фор- движкой с дистанционным управлением метанол, нефтепродукты, сероводород и сунка состоит из корпуса, объединяющего подаются промстоки и происходит процесс различные минеральные соли. Объем та- подводы газа и промстоков, раструба и нейтрализации. После окончания процес ких стоков обычно колеблется от несколь- сопла. В комплекте установки имеется не- са отключают газ подачи в форсунки и газ ких десятков до сотен кубических метров в сколько сопел с разными диаметрами от- на дежурную горелку.

сутки. Очистка их весьма затруднена и не верстий для подачи промстоков. При про- Установки ГФУ-5 выпускаются серийно имеет однозначных решений. хождении газа и промстоков через раструб Экспериментальным заводом ООО «Тю Наиболее приемлемым и конкуренто- форсунки их скорость достигает значений, менНИИгипрогаз». Всего выпущено более способным способом очистки считается близких к скорости звука в газе, за счет сотни установок, которые успешно работа способ термического обезвреживания, чего происходит мелкодисперсное раз- ют на газовых месторождениях.

которое производится в печах, горелках дробление жидкой фазы и обеспечивается В настоящее время происходит заме и установках различной конструкции. За эффективная термическая нейтрализация на установок ГФУ-5 на ГФУ-5М. Основное рубежом широкое распространение полу- в основном факеле. Под форсунками рас- отличие модернизированных установок чили печи термического разложения, как положен обтекатель в виде тела Коанда, на заключается в том, что они оснащены си наиболее совершенные. В нашей стране который через узкие щели подается часть стемой управления более высокого уровня такие печи еще мало распространены в газа. Газ, огибая обтекатель, насыщается на базе промышленного контроллера. Но связи с высоким уровнем капитальных за- воздухом из окружающего пространства и вая система управления может принимать трат на их сооружение. образует горючую смесь. Сгорая, данная сигналы от комплекта датчиков давления В России широкое применение полу- смесь образует дополнительный плоский и температуры, расходомеров газа и про чил огневой метод как наиболее универ- настильный факел, способствующий более мстоков. При этом она позволяет полнос сальный, надежный и недорогой. Суть его качественной нейтрализации промстоков. тью отслеживать работу установки и управ заключается в том, что промстоки в рас- Устройство горелочное устанавлива- лять ею с верхнего уровня по интерфейсу пыленном мелкодисперсном состоянии ется в земляном амбаре на фундаменте. RS-485.

впрыскиваются в факел, образующийся Рекомендуемый размер амбара – 8 х 24 м. Другим существенным отличием явля при сжигании газообразного или жидкого В северных районах амбар рекомендуется ется то, что установка ГФУ-5М имеет по топлива. При этом происходит испарение делать насыпным, без земляной ямы, с вы- лузакрытый факел – в отличие от ГФУ-5 с воды, а вредные примеси разлагаются сотой вала не менее 1,5 м. Перед форсун- открытым факелом. Наличие оболочки для (сгорают) до безвредных составляющих ками должен быть установлен поддон из факела из жаростойкой стали с рециркуля (СО2 и Н2О). жаростойкой стали (в комплект поставки цией части продуктов сгорания с перифе Метод огневого обезвреживания имеет не входит), препятствующий попаданию в рии факела позволяет повысить качество множество конструктивных решений. почву несгоревших веществ. Рекомендуе- процесса нейтрализации.

В 2004 году ООО «ТюменНИИгипро- мый размер поддона – 1,5 х 4 м. Напротив Установка выпускается в двух исполне газ» разработало горизонтальную факель- форсунок на расстоянии 12-18 м должна ниях: с производительностью по промсто ную установку ГФУ-5 с производительнос- быть установлена состоящая из жаропроч- кам 6 и 10 м3 в час.

тью по промстокам до 6 м3 в час. Данная ных железобетонных плит отбойная стенка Установка ГФУ-5М полностью соот установка имеет систему дистанционного размером 3 х 5 м или насыпан земляной ветствует требованиям стандарта СТО розжига и контроля пламени в следую- вал. Газпром 2-2.1-389-2009 «Нормы техноло щем составе: блок управления факелом, Установка работает следующим об- гического проектирования горизонтально блок подготовки топливного газа, панель разом. При подаче команды с пульта факельных установок и нейтрализаторов управления местная и панель управления управления из операторной или с местной промстоков для объектов добычи газа»

из операторной. Горелочное устройство панели управления система автоматики Серийный выпуск установок ГФУ-5М ГФУ-5 оснащено запальной и дежурной дает сигнал на розжиг запальной горелки. начался в конце 2011 года.

ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

28 №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ ДОБЫЧА ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

УСТАНОВКА ЭЛЕКТРОВИНТОВОГО НАСОСА С ПРИВОДОМ НА БАЗЕ ПРЕЦЕССИРУЮЩЕЙ ПЕРЕДАЧИ INSTALLATION ELECTRIC SCREW DRIVEN PUMP BASED ON TRANSFER PRECESSES УДК 662. В.Н.СЫЗРАНЦЕВ д.т.н., профессор, заслуженный деятель науки РФ, Тюменский Тюмень государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ) Ю.Г.ДЕНИСОВ инженер, директор ООО Фирма «СТЭК» г. Курган В.П.ВИБЕ инженер, ООО Фирма «СТЭК», г. Курган А.В. ЕМЕЛЬЯНОВ заместитель генерального директора по техническому сопровождению ЗАО «Торговый Дом» Трубная Металлургическая Компания» («ТД» ТМК») V.N. SYZRANTSEV professor, Honored Scientist of Russia, Tyumen State Tumen Oil and Gas University (TSOGU) J.G. DENISOV engineer, director, ECL Kurgan V.P. WIEBE engineer, ECL Kurgan A.V. EMELYANOV Deputy Director General for Technical spending ZAO «Trade House «TMK» («TH «TMK») КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: скважина, электровинтовые насосы, гидромеханический и механический приводы, плоско-конический редуктор, обсадная труба KEYWORDS: electric screw driven pump Обсуждается методы и способы, которые могут быть использованы для добычи высоковязкой нефти с применением нового типа электровинтового насоса с приводом на базе прецессирующей передачи.

We discuss the methods and techniques that can be used for the extraction of heavy oil using a new type of electric screw pumpdriven precessing on the basis of the transfer.

Использование для эксплуатации сква- частоты вращения винта насоса. Нижний всего, планетарные. Данные приводы жин установок электровинтовых насосов порог частоты вращения, при которой ско- применяют американские фирмы «Baker (УЭВН) дает целый ряд преимуществ по рость изнашивания пары трения стальре- Hughes Centrlift» и «Shlumberger Reda Pump»

сравнению с традиционными способами зина, ротора и обоймы резко возрастает, (таблица 1).

добычи штанговыми насосными установ- составляет 100…200 об/мин. Частота вра- Технико-экономическая оценка исполь ками и установками электроцентробежных щения вала электродвигателя насоса с зования планетарных передач в приводе насосов, особенно в районах со сложной одной парой полюсов – 2900 об/мин, с дву- винтового насоса подтверждает целесоо реологией нефти. Наиболее эффективно мя – 1450 об/мин. Поэтому возникает необ- бразность их применения в определенной применение УЭВН при эксплуатации на ходимость в снижении частоты вращения области значений передаточных отношений выработанных скважинах или скважинах с привода насоса в 10…30 раз. и передаваемых нагрузок. Однако себесто высокой вязкостью пластовых жидкостей. В настоящее время погружные винто- имость планетарных редукторов достаточ Промысловые исследования работы вые насосы работают в скважинах с обсад- но высока по отношению к другим типам УЭВН показывают, что одной из основных ной трубой, внутренний диаметр которой передач ввиду повышенных требований к причин их отказа, особенно при больших находится в пределах 150,4…161,7 мм, точности изготовления и сборки, сложности глубинах скважин, является изнашивание а наружный диаметр спускаемого внутрь размещения передач и опор качения в усло рабочих поверхностей насоса вследствие оборудования не превышает 140 мм. Дан- виях жесткого ограничения на радиальные высокой частоты вращения винта. Чем ный размер определяет требования к ра- размеры привода.

больше глубина скважины, тем больше диальному габариту привода. Одним из вариантов механического должен быть натяг винта в резиновой Известны гидромеханический и меха- привода, реализующего большие пере обойме, а процесс ее изнашивания про- нический приводы электровинтовых на- даточные отношения, является волно исходит более интенсивно. Износ обоймы сосов. Применение гидромеханических вой привод [4]. Возможность реализации приводит к снижению натяга в рабочей передач в механизмах приводов [1] имеет многозонного и многопарного зацеплений паре и ухудшению характеристик насоса. определенные достоинства, например, является важнейшим свойством волно С другой стороны, повышенный натяг вин- плавность работы, возможность бессту- вых передач, определяющих их высокую та в резиновой обойме требует подвода пенчатого регулирования. Несмотря на нагрузочную способность при относи значительно большей мощности, следова- это, механический привод получил наи- тельно малых габаритах и массе. Тем не тельно, УЭВН должны оснащаться более большее распространение ввиду более менее, данные механизмы имеют слож мощными погружными электродвигателя- низкой стоимости, повышенной жесткости ные элементы – генератор волн и гибкое ми и эксплуатироваться при повышенных выходных характеристик, более низких за- колесо. Изготовление и ремонт волновых температурах на контакте резина-сталь. трат на техническое обслуживание и ре- передач сложны и требуют условий спе Обеспечить высокую эффективность монт по сравнению с гидроприводом. циализированного производства. Долго УЭВН, работающих в глубоких скважи- В механических приводах исполь- вечность гибких элементов волновых нах, наиболее реально путем снижения зуются зубчатые передачи [2, 3], чаще приводов вследствие усталости доста точно низкая.

«Baker Hughes «Shlumberger Для снижения частоты вращения вин Centrlift» Reda Pump» та разработан редуктор (рис.1), содержа щий прецессирующую плоско-коническую Передаточное число 9 11,5 4 передачу [6].

Выходная частота вращения, об/мин 324,4 254 437,5 109,3 В соответствии с рис. 1 ведущий вал 1, имеет участок 3, ось у-у которого накло Таб. 1 Параметры планетарных редукторов нена к оси х-х передачи под углом и 30 ДОБЫЧА №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ описывает конус при вращении ведущего вала. На участке 3 на двух подшипниках установлено колесо 5 с двумя коническими зубчатыми венцами 6 и 8, которые зацепля ются с коническими зубчатыми венцами не подвижных колес 7 и 9. Венцы 7 и 9 имеют одинаковое число зубьев. При этом имеются две зоны зацепления, одна сдвинутая отно сительно другой на 1800. Центр плоскости зацепления совпадает с вершиной мнимого конуса в точке О. Зубчатое колесо 5 соеди няется с фланцем ведомого вала 2 посред ством зубчатого венца 9. При одном поворо те вала 1 колесо 5 поворачивается на угол, пропорциональный алгебраической разнице чисел зубьев венцов 8 – z2 и венцов непод вижных колес 7 и 9 – z1. Тогда передаточное число плоскоконического редуктора Рис. 1 Плоско-конический редуктор (ПКР) (1) При числе зубьев z2 = 20 и числе зубьев неподвижных венцов z1 = 21 передаточное число ПКР составит u = 20.

Особенностью прецессионной кониче ской передачи рассматриваемого редуктора является то, что пары зубьев, соседние с той, в которой в некоторой фазе зацепле ния имеется геометрический контакт, рас положены достаточно близко. В связи с этим при приложении нагрузки отмеченный зазор будет «выбираться» и в контакте окажутся несколько пар зубьев. Вследствие упругой деформации зубьев колес 5, 7 и 9 нагрузка на них перераспределяется и образуется многопарное зацепление. При малой разни це чисел зубьев шестерни и колеса плоскоко нической передачи рассмотренный редуктор имеют высокую нагрузочную способность при ограниченных массе и габаритах.

В работе [5] предложена компоновка УЭВМ, в которой использован редуктор с прецессирующей плоско-конической пере дачей (рис.2, 3).

В результате выполненных проектных, опытно-конструкторских и технологических работ на ООО Фирма «СТЭК» (г.Курган) были разработаны методики расчета наладочных параметров и установок для нарезания на зуборезном станке колес плоско-конической прецессирующей передачи с двояковыпу кловогнутыми зубьями круговыми резцовы ми головками [6]. Изготовленные модель и экспериментальный образец редуктора с прецессирующей передачей для электро- Рис. 3. Схема компоновки УЭВН 1 – вал протектора;

2 – фланец винтового насоса показаны на рис.4.

протектора;

3 – переходной фланец;

Рис. 2. Общая схема Работа выполнена при поддержке Гран 4 – электродвигатель;

5 – ПКР;

компо-новки та Губернатора Тюменской области.

6 – вал промежуточный зарубежных УЭВН ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА: 4. Волновые зубчатые передачи /Под. ред.

1. Ху Чэнь Проектирование гидроредукто- Д.П. Волкова, А.Ф. Крайнева. – Киев: Тех ра для погружных винтовых электрона- нiка, 1976. – 216 с.

сосов /Ху Чэнь, Ю.Г. Матвеев. //Сб. науч. 5. Патент № 2334125 С1(RU), F04C 2/107, тр.: Актуальные проблемы нефтегазово- F04B 47/02. Установка скважинного вин го дела. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006 г.- тового насоса / В.Н.Сызранцев, Д.М.Плот Т.З.-С. 200-204. ников, Ю.Г.Денисов, Э.В.Ратманов. Опубл.

2. Вань Б. Одновинтовая гидравлическая ма- 20.09.2008. Бюл.№26.

шина /Вань Б.-Донъин: Нефтяной универ- 6. Сызранцев В.Н., Вибе С.П., Котликова ситет, 1993.-185 с. В.Я. Проектирование редуктора с прецес 3. Чэнь Ц. Разработка и перспективы раз- сирующей зубчатой передачей // Научно вития погружных винтовых насосов типа технический вестник Поволжья. – Казань:

QLB /Чэнь Ц. и др. //Нефтегазовые маши- Научно-технический вестник Поволжья, Рис.4. Модель и опытный образец ПКР ны.-2003.-№6.-С.30-31 2011. №2 – С.53-58.

ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

32 ДОБЫЧА №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ САМООРИЕНТИРУЕМЫЙ ДЕЦЕНТРАТОР ДЛЯ СПУСКА ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ КОЛОНН ТРУБ В СКВАЖИНУ SWIVELLED DETSENTRATOR FOR THE DESCENT OF УДК 622.276.5.054. THE PARALLEL COLUMNS OF PIPES INTO THE BORE HOLE А.А. ИШМУРЗИН доктор технических наук, профессор Кафедры Альметьевск нефтегазопромыслового оборудования Уфимского Государственного info@aloilservis.ru нефтяного технического университета (УГНТУ) А.Г. ХАБИБРАХМАНОВ Главный инженер НГДУ «Елховнефть» ОАО «Татнефть»

И.Д. ВАХИТОВ Генеральный директор ООО «НПТ АлойлСервис»

А.Л. ЖЕЛОНКИН Главный инженер ООО «НПТ АлойлСервис»

Р.Г. САДЫКОВ заместитель генерального директора ООО «НПТ АлойлСервис»

A.A. ISHMURZIN Ph.D, professor, Ufa State Petroleum Technological University Almetevsk A.G. KHABIBRAHMANOV Chief engineer, Elkhovneft – Tatneft I.D. VAKHITOV General director, AloilServis A.L. ZHELONKIN Chief engineer, AloilServis R.G. SADYKOV Deputy of General Director, AloilServis КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: самоориентируемый децентратор, спуск параллельных колонн труб, скважина, KEYWORDS: эксплуатация пласта, АлойлСервис, Елховнефть, Татнефть Swiveled detsentrator, descent of the parallel column of pipe, bore hole, layer`s operation, AloilServis, Elkhovneft, Tatneft Сформулирована проблема спуска прибора с исследовательским кабелем при одновременно-раздельной эксплуатации скважин с двумя параллельными колоннами подъемных труб в наклонно-направленных скважинах. Проанализировано взаиморасположение колонн в искривленных участках ствола скважины при компоновке с самоориентируемым децентратором конструкции «НПТ АлойлСервис».

Приведены сведения об использовании самоорентируемого децентратора в НГДУ «Елховнефть» ОАО «Татнефть».

The problem of the descent of instrument with the research cable with the simultaneous-separate operation of bore holes with two parallel columns of lift pipes in the inclined-directed bore holes is formulated. Is analyzed the reciprocal location of columns in the bent sections of shaft of borehole with the layout by that swivelled detsentrator of the construction «NPT AloilServis». Is given the information about the use of swivelled detsentrator in NGDU «Elkhovneft» joint stock company «Tatneft».

Функциональные окажется защемленным между колоннами, и колонной могут быть и обычные насосно-ком возможности децентратора неизбежно приведет к его повреждению. Про- прессорные трубы, и гибкие трубы, шланго Одновременно-раздельная эксплуатация странственно-искривленный характер ствола кабели, геофизические приборы на кабеле пластов двумя параллельными колоннами скважины повышает опасность защемления и т.д. Децентраторы также предохраняют от труб, имея эксплуатационные преимущества и повреждения кабеля между колоннами. повреждения закрепленный в них силовой перед коаксиальными, при спуске в скважину Применение самоориентируемых де- кабель электрориводного центробежного им уступают. Обычно кроме труб в скважину центраторов (СД), разработку и испытание насоса.

спускают прибор на кабеле для исследова- которых осуществила компания ООО «НПТ Ориентация децентратора труб в ния нижнего подпакерного объекта. Прием, АлойлСервис», проблему спуска кабеля без переходных интервалах набора и используемый при одноколонной компонов- повреждения решает полностью, что нагляд снижения кривизны ствола скважины ке, в данном случае не применим из-за воз- но демонстрирует рисунок 2. Корпус децен никновения риска повреждения кабеля. тратора 1, установленный на НКТ с возмож- Определение отклонений от прямой ли Риск возникает в следствии ограниченно- ностью свободного вращения вокруг оси НКТ, нии канала для пропуска второй колонны го пространства в эксплуатационной колонне имеет продольное отверстие для пропуска труб в пространственно-искривленном ство (таблица №1, рис. 1) колонн НКТ, которые геофизического кабеля. Замковое устройство ле скважины является стержневой задачей находятся в непосредственном соприкосно- 2 крепко фиксирует кабель 4 в корпусе. Сто- при спуске в скважину двух параллельных вении. Они могут соприкасаться по телу НКТ порное кольцо 3 ограничивает движение де- колонн. Эти отклонения, в дальнейшем фи а наиболее опасным является соприкоснове- центратора в продольном направлении. гурирующие как угловой разбег, зависят от ние муфтам. СД также обеспечивает спуск па- поинтервальных зенитных и азимутных от Приборы на кабеле по установившей- раллельной колонны труб в наклонно- клонений ствола скважины и численно рас ся технологии спускаются в скважину с направленных скважинах. Децентратор не считываются как угол закручивания колонны.

первой колонной насосно-компрессор- допускает его защемления между первой ко Направление крутящего момента ных труб. Поскольку посадка пакера на лонной и стенкой скважины, что происходит стенку скважины сопровождается враще- в обычных условиях. Он отклоняет и удержи- Спирально-искривленный ствол сква нием колонны труб, то прикрепленный к вает первую колонну труб у стенки скважины, жины обусловливает возникновение ло трубам кабель также провернется вместе тем самым обеспечивая свободный проход кальных крутящих моментов в колонне с колонной, и в определенном интервале для второй колонны труб (рисунок 3). Второй труб [2]. Направление крутящего момента Согласно техническим условиям «Трубы обсадные и муфты к ним» ГОСТ 632-80 Диаметр Свободное Диаметр расточен- расстояние кабеля Условный диаметр Наружный Толщина Внутренний ной муфты по одной оси, (мм) трубы (мм) диаметр (мм) стенки (мм) диаметр (мм) НКТ-2 (мм) Lсв (мм) 7,3 153,7 69 7,8 7, 8 152,3 69 7,8 6, 168 168,3 8,9 150,5 69 7,8 4, 10,6 147,1 69 7,8 1, 12,1 144,1 69 7,8 -1, Таб. 1. Пространства между колоннами согласно техническим условиям ГОСТ 632-80 «Трубы обсадные и муфты к ним»

ДОБЫЧА ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

зависит от того, в какую сторону отклонен ствол скважины от проектного направления по азимуту. Если отклонение в левую сторону, то крутящий момент работает на закрепление резьбового соединения (рисунок 4,а), в пра вую, – на открепление (рисунок 4,б). Другими словами – отклонение ствола скважины по азимуту против часовой стрелки создает вра щающий момент, способствующий закрепле нию труб при спуске колонны в скважину, если по часовой стрелке, то появляется опасность отворота труб.

Угол сдвига и угол закручивания колонны труб В пространственно-искривленной сква жине колонна труб испытывает деформацию Рис. 2. Самоориентируемый децентратор кручения, характеризуемую углами сдвига и 1 – самоориентируемый децентратор;

закручивания (рисунок 5). Кручение колон- 2 – замковое устройство для крепления ны характеризует угол сдвига, связанный с геофизического кабеля;

Рис. 3. Спуск колонны труб 3 – стопорное кольцо;

углом закручивания на длине интервала в скважину с децентратором 4 – кабель следующим выражением:

(1) где r – внешний радиус колонны труб.

Угол закручивания функционально за висит от углов зенитного и азимутного от клонений и рассчитывается следующей зависимостью:

(2) Угол соприкосновения (прижатия) де центратора и эксплуатационной колонны определяют путем идентификации с углом закручивания.

Рис. 4. Схематизация колонны труб для определения направления момента кручения Процесс спуска первой колонны труб а – пружина с левой навивкой;

б – пружина с правой навивкой с самоориентируемым децентратором Колонна труб, вписываясь в простран ственную форму ствола скважины, дефор мируется. При этом, как в любом процесс, энергетические затраты деформации ко лонны минимизированы, что выражается в стремлении труб сохранить прямолинейную форму. Это обстоятельство приводит к при жатию колонны труб к выпуклой стороне ствола скважины (рисунок 5). Наружная по верхность трубы, совершая повороты вокруг оси в зависимости от зенитных и азимутных углов интервала, в процессе спуска скользит по выпуклой стороне стенки скважины. При этом труба прижимается к поверхности Рис. 5. Углы закручивания и сдвига Рис. 6. Положение децентратора с минимальной удельной Рис. 1. 1 – эксплуатационная колонна, 2 – расточенная муфта потенциальной энергией упругой деформации колонны труб.

НКТ- 2" (69мм), 3 – тело НКТ-2", 4 – геофизический кабель а – интервал снижения кривизны;

б – интервал набора кривизны 34 №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ ДОБЫЧА скважины разными точками, находящими- противоположной стороне от первона- полностью лежит ниже нуля, образуя отрезок ся на определенном угловом расстоянии по чального положения. Следовательно, спирали левой свивки. Следовательно, резь периметру. Противоположная сторона к углу две колонны «веревочку» не образуют. бовые соединения работают на открепление.

прижатия представляет собой открытый ка- Помимо того, децентратор имеет свобод Результаты использования нал (на рисунке 6 – пространство К) для про- ный канал для второй колонны в интервале самоорентируемого децентратора хождения второй колонны труб. Поэтому угол 146 градусов.

закручивания, поскольку он определяется от- На рисунках 7 и 8 данные по скважине Спуск двух колонн труб с диаметрами по носительно какого-либо нулевого положения, № 142 представлены в поляр-ных и в прямоу- 60 мм с децентраторами в длинной колонне можно считать и углом закручивания откры- гольных координатах. Причем, в первом слу- (ДК), осуществленный в НГДУ «Елховнефть»

того канала. чае за начало координат принят магнитный ОАО «Татнефть» по реализации одновре В случае отсутствия азимутного откло- север, во втором – ориентировка на первую менно-раздельной эксплуатации двух пла нения ствола скважины вторая колонна при сверху трубу, угол закручивания которой при- стов Сkz и Ctl по схеме «ШГН-ШГН», дали спуске в скважину с несколькими интерва- нят нулевым. сведения об изменении давления во време лами набора и снижения кривизны оказы- График продольной угловой деформа- ни в интервалах нижнего и верхнего пластов вается то сверху, то снизу первой колонны, ции колонны труб (угла сдвига) относительно (рисунок 12).

обусловливая заручивание одной колонны первой верхней трубы представлен на рисун ВЫВОДЫ НКТ вокруг другой. Когда имеет место ази- ке 9. Угол сдвига интервала колонны труб, мутное отклонение в интервалах набора как и другие показатели деформации, носит 1 Разработан многофункциональный само кривизны, это исключается. Построенные локальный характер и показывает, в каком ориентируемый децентратор, обеспечива по результатам расчетов разбег углов за- направлении действует крутящий момент. В ющий отклонение в стволе скважины пер кручивания по реальным скважинам это этом же рисунке показан накопленный угол вой колонны труб для свободного прохода подтверждает, они всегда меньше 180 гра- сдвига, т.е. суммарная деформация по всей второй параллельной колонны, а также дусов (рисунки 7, 8 и 10). колонне. Положительное значение угла сдви- обеспечивающий безопасный спуск геофи га свидетельствует об отклонении по азимуту зического и силового кабеля.

Обработка фактических данных в правую сторону, при котором возникающий 2 Применение децентраторов на скважинах, по реальным скважинам крутящий момент работает на закрепление оборудованных двумя колоннами парал Произведены расчеты углов закручива- резьбового соединения. лельных труб, позволяет использовать ния и данные по скважинам № 142 и 6937, от- Аналогичные данные по скважине № кабельные глубинные комплексы для мо ражающих разные (ранние и поздние) этапы 6937 приведены на рисунках 10 и 11, где угло- ниторинга подпакерного и надпакерного технологии бурения скважин представлены в вой разбег составляет от+60 до -60 градусов. объектов разработки в режиме реального виде графиков в полярных и прямоугольных Следовательно, вторая колонна может про- времени.

координатах (рисунки 7-11). По другим анали- ходить по каналам децентратора без измене- 3 Децентратор обеспечивает отклонение зируемым скважинам принципиальных отли- ния своего азимутного направления с учетом первой колонны от центра к стенке скважи чий от представленных данных нет. угла раскрытия децентратора. ны и постоянное безотрывное скольжение Разбег углов закручивания по данной В интервалах замеров углы сдвига лежат по стенки обсадной колонны по мере углу скважине колеблется от +80 до -80 гра- и выше, и ниже нулевой линии, но с преиму- бления по стволу в пределах 180 градусов, дусов, т.е. проходной канал для второй щественным левым отклонением (см. рису- следовательно, «веревочка» из колонн колонны труб ни разу не оказывается на нок 11). Суммарная величина этих отклонений не образуется, также не произойдет Рис. 8. Изменение угла закручивания, град., по скважине №142 (линейный вариант) Рис. 7. Изменение угла закручивания, град., Рис. 9. Изменение угла сдвига колонны труб по скважине №142 (круговой вариант) по глубине скважины № 142, град.

ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г. ДОБЫЧА Рис. 10. Изменение угла закручивания, град., Рис. 11. Изменение угла сдвига колонны труб по скважине № 6937 (линейный вариант) по глубине скважины № 142, град.

расположение параллельных колонн «над»

и «под» друг другом.

4 Пространственное положение ствола сква жины обусловливает геометрию колонны труб и ее деформацию – угол закручивания и угол сдвига колонны, представляющие сведения о возможностях спуска второй па раллельной колонны и направлениях крутя щего момента.

ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА:

1. Патент на полезную модель № «Самоориентируемый децентратор насо сно-компрессорных труб». Опубликован 27.10.2010.

2. Ишмурзин А.А. Напряжения и деформации штанговой колонны в пространственно ис кривленной скважине. Научно-технический Рис. 12. Изменения давления во времени в интервалах журнал «Нефтегазовое дело», том 4, № 1, нижнего и верхнего пластов 2006. -С. 65-72.

36 ДОБЫЧА №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ ТЕХНОЛОГИИ ИЗОЛЯЦИИ МЕСТ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПАКЕРНЫМИ КОМПОНОВКАМИ. МЕТОДЫ УСТАНОВКИ ПАКЕРОВ ПРИ НЕДОСТАТОЧНОЙ НАГРУЗКЕ TECHNOLOGIES FOR PRODUCTION CASING LEAKS ISOLATION WITH PACKER ASSEMBLES PACKER SETTING METHODS WITH UNDERLOAD М.Х. АМИНЕВ заместитель директора по новой технике Октябрьский и технологиям, ООО НПФ «Пакер» Aminev@npf-paker.ru А.А. ЗМЕУ ведущий инженер-технолог службы разработки skv-tehn@npf-paker.ru скважинных технологий ООО НПФ «Пакер»

M.H. AMINEV Deputy Director on New Equipment and Technologies, Oktyabrsky Packer NPF, LLC A.A. ZMEU Lead Manufacturing Engineer of Well Technology Development, Packer NPF, LLC КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ООО НПФ «Пакер», пакерные установки, негерметичность эксплуатационных колонн, высокая обводненность, технология изоляции KEYWORDS: Paker NPF, LLC, developed single and double packers assemblies, casing leaks, high water cut, isolation technology В настоящее время большая часть технических средств, каждая из которых высокий процент неработающего фонда нефтяных месторождений России на- имеет свои преимущества и недостатки, не означает полного отбора удельных из ходится на поздней стадии разработки свою область применения. влекаемых запасов каждой простаиваю и характеризуется высокой и постоянно Ремонтно-изоляционные работы (РИР) щей скважины.

увеличивающейся обводненностью до- являются одним из основных видов капи- На основании выше изложенного со бываемой продукции. Одной из причин тального ремонта скважин по восстановле- вершенствование ранее известных тех высокой обводненности является нали- нию конструкции скважин и устранению не- нологий, направленных на снижение чие негерметичности эксплуатационных герметичности эксплуатационных колонн. объемов попутно добываемой воды и колонн. На сегодняшний день стоимость РИР увеличение нефтеотдачи частично за Возникновение негерметичности экс- высока настолько, что некоторые не- водненных пластов, являются весьма плуатационных колонн связанно как с фтегазодобывающие предприятия вы- актуальным.

качеством первичного цементирования нуждены отказываться от их проведения. По данным начальника отдела и учета колонн, так и с самыми различными усло- А обводнение ставит под угрозу про- оборудования ЦДО ОАО «Варьеганнеф виями эксплуатации скважин. должение рентабельной эксплуатации тегаз» ТНК-ВР Афанасьев А.В. (журнал Для решения проблемы негермитич- основных обустроенных объектов добычи «Инженерная Практика», выпуск 5-2011):

ности эксплуатационных колонн при- нефти. Большое количество скважин, до- «экономия на каждом РИР и ликвидации меняются различные технологии с ис- стигнув предела рентабельности, уходит негерметичности эксплуатационной ко пользованием тампонажных составов и из действующего фонда. В то же время лонны (ЛНЭК) пакером составляет до Рис. 1. Рис. 2. Рис. 3.

ДОБЫЧА ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

1,0 млн.руб». То есть сегодня в определен- перфорации применяются автономные двух- 1ПРОК-УО-1 (рис. 4) и двухпакерная ком ных скважинных условиях эффективней и пакерные компоновки типа 2ПРОК-СИАМ-1 поновка 2ПРОК-УОИВ-1 (рис. 5), позво целесообразней применение технических с механическим инструментом посадоч- ляющие произвести натяжение колонны средств для ЛНЭК, чем традиционное ным, используемые на фонде скважин с НКТ, при этом снизить эксплуатационные применение различного рода тампонаж- небольшой глубиной установки, где име- затраты, и увеличить наработку подзем ных растворов и хим.реагентов. ется возможность передать крутящий ного оборудования, а также применить Различными производителями обо- момент на инструмент посадочный (ОАО технологию уменьшения обводненности рудования предлагаются множество тех- «Удмуртнефть»). При глубине установки продукции, что подтверждено скважинны нических решений для борьбы с негер- более 2000 метров и наличии значитель- ми испытаниями в ОАО «Белкамнефть»

метичностью эксплуатационных колонн. ных углов отклонения от вертикали более (журнал «Нефть России», выпуск 8/2011).

Одним из таких решений нашей фирмы применима двухпакерные автономные Также необходимо отметить наличие является применение одно- двухпакерных компоновки типа 2ПРОК-СИАГ-1 (рис. 1) сложностей установки пакерных компоно компоновок, изолирующих место негерме- с гидравлическим инструментом посадоч- вок в наклонно-направленных скважинах, тичности эксплуатационной колонны. С ным, который дает большую однозначность в горизонтальных участках эксплуатаци помощью пакерных компоновок решаются при установке компоновки в скважине (ТПП онных колонн и при небольшой глубине определенные скважинные задачи, по- «Лангепаснефтегаз» ООО «Лукойл-Запад- установки пакерных компоновок. В дан зволяющие вести эксплуатацию скважин ная Сибирь»). ных случаях нет возможности передать с одновременной изоляцией негерметич- Для отсечения интервалов негер- требуемую нагрузку на пакерную компо ности эксплуатационной колонны. метичности выше интервала перфора- новку и, как следствие, гарантировать ее Установка компоновок для изоляции ции при эксплуатации скважины УЭЦН герметичность или способность выдер негерметичности возможна как в жесткой применяется однопакерная компоновка жать требуемый перепад давлений. Так сцепке с подземным оборудованием, так 1ПРОК-ИВЭ-1 (рис. 2). Позволяет отка- же это актуально при установке пакеров и в автономном режиме. В компоновках заться от проведения дорогостоящих и в системе ППД и при проведении ремонта обязательно предусматривается: не всегда эффективных РИР и распола- устьевого оборудования.

- возможность выравнивания давле- гать пакер П-ЭГМ как непосредственно Для обеспечения передачи необходи ния в над- и межпакерном простран- над УЭЦН, так и на удалении от него до мой нагрузки на пакер или пакерную ком стве для уменьшения нагрузки при 1500 м. Что позволяет применять компо- поновку применяется разработанное спе срыве компоновки после длительной новку 1ПРОК-ИВЭ-1 в различных сква- циалистами нашей фирмы – Устройство эксплуатации;

жинных условиях. Компоновка прошла Установочное Гидравлическое (УУГ) и - применение узлов безопасности для неоднократные скважинные испытания созданная на его основании якорная ком уменьшения рисков возникновения в ТНК-ВР, ОАО «Роснефть», ОАО НК поновка ЯКПРО-СДУ (рис. 6). Данная ком осложнений, которые мы должны «Русснефть», ОАО «Лукойл» д.р. поновка обеспечивает передачу осевой предусматривать при эксплуатации Вопрос отвода свободного газа из под- нагрузки в 16,0 тонн при подаче гидравли скважины;

пакерного пространства при эксплуатации ческого давления 25,0 МПа. Тем самым, - возможность смены насосно-компрес- УЭЦН с негермитичной эксплуатационной мы имеем возможность качественно уста сорных труб или всего подземного обо- колонной решается применением однопа- новить пакерную компоновку на любом рудования без извлечения пакерной керной компоновки 1ПРОК-ИВЭГ (рис. 3) проблемном участке эксплуатационной компоновки;

с капиллярным трубопроводом, которая колонны.

Данные компоновки успешно проходи- успешно прошла скважинные испытания в Успешное применение якорная компо ли скважинные испытания и продолжают ОАО «Варьеганнефтегаз», ТНК-ВР. новка ЯКПРО-СДУ показала при установ эксплуатироваться многими нефтегазодо- При эксплуатации скважин УШГН с ке автономных двухпакерных компоновок бывающими компаниями. негерметичностью эксплуатационной 2ПРОК-СИАМ-1 в ОАО «Ульяновскнефть», При наличии расстояния между на- колонны выше интервала перфорации ТОО «Заман Энерго» респ.Казахстан, сосным оборудованием и интервалом применяются: однопакерная компоновка ОАО «ТНК-Уват».

Рис. 4. Рис. 5. Рис. 6.

38 ГЕОФИЗИКА №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ КОМПЕНСАЦИЯ ДЕВИАЦИИ АЗИМУТАЛЬНОГО КАНАЛА ИНКЛИНОМЕТРА COMPENSATION OF DEVIATION УДК 550. OF THE AZIMUTH CHANNEL OF INCLINOMETER С.А. АФОНИН Инженер 1 категории конструкторского отдела №1 Новосибирск научно-производственного предприятия геофизической afonin-4-1984@rambler.ru аппаратуры (НПП ГА) «Луч»

S.A. AFONIN Category 1 Engineer in Design & Engineering Department #1 Novosibirsk of Scientic Production Enterprise of Geophysical Equipment «Looch» (SPE «Looch») КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: инклинометр, погрешности определения азимута, девиация азимута KEYWORDS: inclinometer, azimuth determination errors, azimuth deviation Экспериментально исследована девиация (отклонение показаний от действительных) азимутального канала инклинометра, возникающая при вращении прибора по углу отклонителя: изучена природа возникновения этого явления, определены причины отклонения показаний. Найдены технические решения для уменьшения этого вида помехи. Предложены и опробованы простые для реализации способы компенсации девиации. Выполнен сравнительный анализ каротажных записей до и после проведенной доработки инклинометра.

The paper describes experimental research on deviation (the drift of readings from the true values) of the azimuth channel of an inclinometer occurring when the tool rotates along the whipstock orientation angle: the nature of the appearance of this event is studied, and the causes of the drift of readings are determined. The engineering solutions for reducing this type of interference are found. Easy for implementation methods for compensating deviation are suggested and tested. The comparison analysis of the logs recorded before and after accomplishing the inclinometer improvement is performed.

Актуальность. В состав разработан- сокими техническими и метрологическими случаев превышающие допустимые, су ных в НППГА «Луч» комплексов геофизи- показателями, реализованы различные щественно снижая достоверность полу ческой аппаратуры для каротажа включен способы повышения виброустойчивости, чаемых геофизических данных. На рис. модуль инклинометра. Для измерения зе- ударопрочности и помехозащищенности. приведен участок каротажной диаграммы, нита, азимута и угла отклонителя в нем ис- Но в ходе скважинных испытаний где виден уход показаний азимута при пользуются покупные датчики ориентации инклинометров в составе комплексов вращении прибора и возврат к исходным как отечественные (например, МИД-35С, геофизической аппаратуры была обна- значениям при замедлении вращения.

Кварц 32.1), так и их зарубежные аналоги ружена девиация показаний азимута, воз- Данное явление в той или иной мере (например, Applied Physics Model 750). никающая при вращении прибора по углу проявлялось при использовании датчиков В настоящее время разработкой отклонителя.При равномерных спуске и различных производителей, существенно датчиков ориентации занимается ряд подъеме прибора в скважине показания искажало данные при каротаже и требо специализированных отечественных и азимута соответствуют реальным, но при вало исследования.

Причины появления девиации.

зарубежных фирм. Производимые инкли- неравномерном движении вследствие нометры отличаются малым диаметром, крутящего момента геофизического кабе- Проведенные исследования прибора в что позволяет использовать их в составе ля возникает осевое вращение инклино- инклинометрической установке подтвер измерительных модулей геофизической метра. В этом случае показания азимута дили явление девиации. Во время вра аппаратуры. При этом они обладают вы- отклоняются на значения, в большинстве щения модуля по углу отклонителя при Рис. 1. Участок каротажной диаграммы ГЕОФИЗИКА ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

зафиксированных положениях зенита и азимута наблюдалось значительное от клонение показаний азимута от установ ленных. При остановке вращения показа ния возвращались к исходным значениям.

Амплитуда девиации непостоянна, зависит от скорости вращения, исходных значе ний зенита и азимута. На рис. 2 приведён пример девиации азимутального канала датчика Applied Physics Model 750 при вра щении по углу отклонителя со скоростью об./мин. Участок 1-2 соответствует враще нию инклинометра в сторону увеличения угла отклонителя, участок 2-3 – остановке вращения, участок 3-4 – вращению в сто рону уменьшения угла отклонителя.

Для анализа природы явления и при чин девиации с модуля инклинометра были сняты показания первичных датчи- Рис. 2. Уход показаний азимута при осевом вращении ков во время вращения. На рис. 3 приве- модуля в инклинометрической установке:


дены графики нормированных показаний участок 1-2 – вращение прибора в сторону увеличения угла отклонителя;

акселерометров (тонкими линиями) и маг участок 1-2 – остановка вращения;

нитометров (толстыми линиями) датчика участок 3-4 – вращение прибора в сторону уменьшения Applied Physics Model 750. Участок 1 – по- угла отклонителя;

казания датчиков до вращения прибора по углу отклонителя, участок 2 – при враще нии прибора, участок 3 – при прекращении вращения.

Из рисунка видно, что показания аксе лерометров отстают по времени от показа ний магнитометров. Это обусловлено вве дением производителем дополнительной фильтрации показаний акселерометров для повышения виброустойчивости инкли нометра.

В инклинометрах с неподвижными пер вичными датчиками, к которым относятся используемые в приборе датчики ориента ции, полный вектор магнитного поля Зем ли измеряется при помощи ортогональной системы феррозондовых датчиков. Для вычисления азимута вычисляется гори зонтальная составляющая вектора, т.е.

проекция на горизонтальную плоскость.

Для этого с помощью трехкомпонентного акселерометра определяется направле ние вертикали в приборной системе коор динат, после чего вычисляются величина и Рис. 3. Показания первичных датчиков при вращении инклинометра по углу отклонителя направление горизонтальной составляю щей магнитного поля Земли по отношению к скважине[1]. Рис. 4 поясняет процедуру определения азимута в инклинометрах с неподвижными первичными датчиками.

Для вычисления проекции полного век тора магнитного поля на горизонтальную плоскость в датчиках ориентации Applied Physics Model 750 используются следую щие формулы[2]:

(1) (2) где Mx, My, Mz – показания магнитометрических датчиков;

Ax, Ay, Az – показания акселерометров;

G – полная гравитационная составляющая.

Рис. 4. Определение азимута в инклинометрах с неподвижными первичными Азимут вычисляется по формуле:

датчиками: M – полный магнитный вектор;

А - горизонтальная плоскость, построенная по показаниям акселерометров 40 ГЕОФИЗИКА №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ где Mxn, Myn, Mzn – мгновенные показания преобразования показаний первичных (3) магнитометров;

датчиков;

Ax(n-1), Ay(n-1), Az(n-1) – отстающие по времени - обеспечение помехоустойчивости не показания акселерометров. через фильтрацию данных первичных Таким образом, во время враще- преобразователей, а через фильтра Как видно из формул, для расчета ния инклинометра проекция магнитно- цию выходных данных, например, про азимута используются мгновенные пока- го вектора строится на горизонтальную екций вектора магнитного поля на гори зания как магнитометрических датчиков, плоскость, «отстающую» от реальной на зонтальную плоскость.

так и акселерометров. разность постоянных времени фильтров - введение дополнительной цифровой При дополнительной фильтрации по- первичных датчиков. При малой скорости фильтрации, обеспечивающей задерж казания акселерометров имеют большую вращения несинхронность обработки ока- ку показаний магнитометров на время, постоянную времени, чем показания маг- зывает незначительное влияние, но при компенсирующее разность постоянных нитометров. Поэтому при вычислении увеличении скорости вращения во время времени фильтрации каналов первич проекций полного магнитного вектора на каротажа погрешность может достигать ных датчиков.

горизонтальную плоскость по формулам 10-200. Рис. 5 поясняет причины появле- Разработанные способы уменьшения (1) и (2) используются не мгновенные, а ния девиации при вращении инклиноме- девиации были использованы при обработ отстающие по времени показания акселе- тра по углу отклонителя. ке показаний датчика ориентации Applied рометров. Physics Model 750. Для обеспечения оди Компенсация девиации. После из- наковой постоянной времени фильтрации учения причин возникновения девиации акселерометрических и магнитометриче были разработаны технические и чис- ских датчиков инклинометра использует ленные способы уменьшения этого вида ся простой цифровой фильтр скользящее (4) помехи: среднее[3] с разностным уравнением:

- обеспечение одинаковых постоянных времени фильтрации акселерометри (5) ческой и магнитометрической систем (6) датчиков инклинометра;

- синхронизация аналого-цифрового где x(n) – входной сигнал фильтра;

y(n) – выходной сигнал;

bi – коэффициенты фильтра.

Этот фильтр прост в реализации, при этом его применение позволило обеспе чить равные постоянные времени для показаний магнитометрических датчиков и акселерометров. Это усовершенство вание на порядок уменьшило девиацию показаний азимута при вращении модуля.

При последующих скважинных испыта ниях отклонение показаний азимута при вращении модуля инклинометра не пре вышало 0,50. На рис. 6 приведен участок каротажной диаграммы после произве денной доработки модуля инклинометра.

Результаты исследования. На дан ный момент определено, что причиной девиации азимутального канала инкли нометра, возникающей при вращении прибора по углу отклонителя, является несинхронность обработки показаний пер вичных датчиков: акселерометрических и магнитометрических систем инклиноме тра. Вследствие этого во время враще ния инклинометра проекция магнитного Рис. 5. Причина появления девиации: M – полный магнитный вектор;

вектора строится на горизонтальную А - реальная горизонтальная плоскость;

плоскость, «отстающую» от реальной на Б – “отстающая” горизонтальная плоскость, построенная по показаниям акселерометров разность постоянных времени фильтров первичных датчиков. Найдены и опро бованы способы уменьшения девиации.

Скважинные испытания модуля инкли нометра показали, что проведенное усо вершенствование позволило значительно увеличить достоверность получаемых ин клинометрических данных.

ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА:

1. Исаченко В.Х. Инклинометрия скважин.

-М.: Недра, 1987. 216 с.

2. Applied Physics Systems model 750. Dir ectional sensor user manual and technical reference, 2006.

3. Э. Оппенгейм. Применение цифровой обработки сигналов — Москва: Мир, 1980.

Рис. 6. Участок каротажной диаграммы после проведения доработки ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

42 ИЗОЛЯЦИЯ №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ К ВОПРОСУ О ПРИНЦИПАХ, В ТОМ ЧИСЛЕ И В ВЫБОРЕ АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ В.П. САВЧЕНКОВ главный специалист, первый заместитель директора Дзержинск ООО «Завод герметизирующих материалов» abris@zgm.ru оптимистических прогнозов в плане сни- реконструкции промысловых нефтегазопро жения как стоимости исходных компонен- водов» СП 34-116-97., которые включают в тов-продуктов нефтепереработки (каучуков, себя строгое соблюдение требований по под масел, битумов…), так и производственных готовке труб, по технологии нанесения и про затрат(электроэнергии, транспортных рас- ведения сдаточных испытаний.

ходов и т.д.). Весь «удар» направляется на Для применения в качестве защиты технико-тактические характеристики анти- конструкции №5, которая может наносится коррозионной защиты. В настоящее время и в трассовых условиях, необходимо при пока ещё существует Барьер, в виде ГОСТа менение полимерно-битумных мастик, об 9.602-2005 «СООРУЖЕНИЯ ПОДЗЕМНЫЕ. ладающих самоклеящимися свойствами.

Общие требования к защите от коррозии», Отличие полимерно-битумных мастик от би хотя и здесь пробиваются бреши и он трещит тумно-полимерных в содержании полимеров от вольных трактовок. Речь идёт в первую оче- и соответственно в цене. Вот и появляется редь о выборе конструкции согласно таблице «желание» одно переименовать в другое со 6 вышеназванного ГОСТа. Очень заманчиво всеми вытекающими последствиями, в том применять в качестве защиты усилинно- числе и с обоснованием возможности при го типа всех типов конструкций битумные менения в трассовых условиях и с меньшей материалы. толщиной покрытия (уменьшение с 7,5-9 мм Как бы мы не относились к вопросу борь- В настоящее время это самые дешёвые до 4,6 мм). Вопрос как отличить материалы?

бы с таким явлением как коррозия, она обьек- из представленных на рынке. Однако гостов- Просто. Технология нанесения битумных и тивно существует и является одним из основ- ские требования к конструкции №7 гласят: битумно-полимерных мастик предусматрива ных источников повреждения металлических мастичное покрытие состоит: из грунтовки би- ет их разогрев и наплавление, а полимерные конструкций. Проблема выбора антикоррози- тумной, мастики изоляционной битумной или не требуют разогрева и наносятся методом онной защиты металлических трубопроводов битумно-полимерной, слой наружной оберт- намотки.

и ёмкостей из области определения техни- ки. Общая толщина 7,5-9 мм в зависимости Таким образом, применение относитель ческих требований к ней, в последнее время от диаметра трубы. И самое важное, для обе- но дешёвых битумных материалов, в особен сводится к цене материала. Это, достаточно спечения качества защиты, она должна нано- ности взамен полимерных, без обеспечения опасная тенденция, так как весь комплекс сится на конструкцию в заводских (базовых) стандартных требований к данному типу технико-экономических показателей даль- условиях, а не на месте строительства объ- материалов, может обернуться весомыми нейшей эксплуатации данного типа объектов екта (трассовые условия). потерями при эксплуатации, значительно редко принимается во внимание. Для исключения свободной трактов- превышающими экономию при их приобре Разработчики, а в большей степени, про- ки понимания базовых условий при на- тении. Техногенные аварии, участившиеся в изводители антикоррозионных материалов несении антикоррозионного покрытия, последнее время, должны «разбудить» нашу получили установку на «оптимизацию» следует обратить внимание на Ведом- профессиональную ответственность. Про цены, а проще на её снижение. Общее со- ственные строительные нормы «Инструк- ектировщиков, строителей, производителей стояние и тенденции в экономике не дают ция по проектированию, строительству и материалов.


ООО «Завод герметизирующих материалов», 606008 Нижегородская обл., г. Дзержинск, а/я т.: (831) 2600- т./факс: (8313) 27-50- www.zgm.ru, e-mail: abris@zgm.ru Рис. 1. Механизированное нанесение изоляции на трубы малого диаметра (Калининская АЭС) Рис. 2. Фасонные элементы (смотровой колодец блок Рис. 3. Циркводоводы D 2440 мм циркводоводов D 2440 мм) (Калининская АЭС) котлован (Ростовская АЭС) ГЕОФИЗИКА ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

РЕАЛИЗАЦИЯ ИМИТАЦИОННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ОБЪЕМОВ ПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ ДЛЯ ЗАДАЧ ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ В ПРОГРАММНОМ КОМПЛЕКСЕ DV-GEO УДК 550.8. THE IMPLEMENTATION OF SIMULATION OF RESERVOIR VOLUMES OF HYDROCARBON RESERVOIR FOR THE PROBLEMS RESERVE ESTIMATES IN THE PROGRAM COMPLEX DV-GEO С.И. БИЛИБИН д.т.н, заместитель ген. директора ОАО «ЦГЭ» Москва М.В. ПЕРЕПЕЧКИН к.т.н, нач. отдела ОАО «ЦГЭ» dv_perepepechkin@mail.ru Е.В. КОВАЛЕВСКИЙ к.ф.-м.н., ведущий геофизик ОАО «ЦГЭ»

И.А. ГОНЧАРОВ студент РГГРУ S.I. BILIBIN Doctor of Technical Sc., Vice-Director, CGE Moscow M.V. PEREPECHKIN PhD in Technical Sc., Chief of Department, CGE E.V. KOVALEVSKIY PhD in Phys.-Math. Sc., Leading Engineer, CGE I.A. GONCHAROV student, MGRI-RSGPU КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: геологическое моделирование, подсчет запасов, DV-Geo, ЦГЭ, CUDA KEYWORDS: geological modeling, reserve estimation, DV-Geo, CGE, CUDA В статье описана методика оценки запасов, реализованная на основе имитационного моделирования с применением стохастического подхода. Предложенный алгоритм, реализующий эту методику в программном комплексе DV-Geo, адаптирован для параллельной обработки данных на современных графических процессорах с использованием технологии CUDA.

The article describes a method of reserve estimates, implemented on the basis of simulations using a stochastic approach. The proposed algorithm that implements this technique to program complex DV-Geo, adapted for parallel processing on modern graphics processors using the technology of CUDA.

Детерминированный объема залежи, пористости и нефтена- насыщенности, которые, в свою оче и стохастический подходы сыщенности. При различных способах редь, определяются по данным ГИС. До Детерминированное моделирование моделирования, двухмерном или трех- полнительными данными для прогноза залежи углеводородов дает нам величину мерном, исходные подсчетные параметры подсчетных параметров могут быть ре начальных запасов в виде единственно- представляются в виде соответствующих зультаты сейсмической интерпретации и го значения. Это значение является ре- карт или кубов. Последние мы определя- принципиальная геологическая модель зультатом перемножения трех основных ем в результате интерполяции скважин- [4,6]. Результаты сейсмической интер подсчетных параметров – эффективного ных значений литологии, пористости и претации представляют собой карты Рис.1. Семейство реализаций структурной поверхности кровли пласта (10 реализаций) и одна реализация поверхности водонефтяного контакта (полупрозрачная субгоризонтальная поверхность).

44 ГЕОФИЗИКА №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ структурных поверхностей, а также карты или кубы сейсмических атрибутов. По следние имеют связь с такими характери стиками залежи, как пористость и эффек тивная мощность. И карты сейсмических поверхностей, и карты (кубы) атрибутов позволяют уточнить прогноз подсчетных параметров между скважинами. Что ка сается принципиальной модели, то она определяет желаемую форму, сочетания и направление простирания получаемых в результате интерполяции скважинных дан ных литологических тел.

Однако тот факт, что при детерминиро ванном подходе получается единственное значение запасов, является существенным его недостатком. А именно, описанный под- а б ход не позволяет формально определить погрешность произведенного подсчета за Рис. 2. Равномерно распределенное случайное поле (а);

пасов [1]. Для определения названной по полученное из него методом сглаживания нормально распределенное случайное поле (б).

грешности приходится использовать экс пертные оценки неопределенности для каждого вида данных. Получаемая таким образом оценка сложна, обладает недоста точной точностью и сильно зависит от субъ ективного мнения привлекаемого эксперта.

Подход, позволяющий формально оценить достоверность подсчета запасов, связан с так называемым стохастическим моделированием залежи [2,3]. Идея этого подхода заключается в том, что в процес се моделирования создается не один ва риант геологической модели, а множество ее стохастических реализаций. Рассчиты ваемые реализации представляют собой независимые варианты распростране ния коллекторов и их петрофизизических свойств, построенные с использованием одного и того же набора исходных данных.

Главное достоинство реализаций состо ит в том, что они, в отличие от детерми нированного прогноза, воспроизводят в пространстве вариограмму скважинных данных. Множество рассчитываемых реа лизаций есть следствие того обстоятель ства, что дать однозначный прогноз с нуж ной вариограммой мы не можем. Каждая реализация модели имеет свое значение величины запасов. Распределение реали Рис. 3. Экспериментальные вариограммы при различном радиусе заций по объему запасов позволяет рас- сглаживания и различном размере ячеек сетки.

считать его среднее значение (прогноз Показаны расчеты для сеток с размером ячеек 25 м, 50 м, 100 м.

объема запасов) и возможные отклонения от этого среднего (погрешность прогноза).

Преимущество описанного метода состоит в том, что он, как уже было сказано, явля ется формальным. Распределение запа сов получается исключительно на основе имеющихся данных, то есть никак не зави сит от субъективной оценки эксперта.

Необходимо, однако, отметить следу ющее. Описанное выше стохастическое моделирование является, в сравнении с детерминированным моделированием, намного более сложным и ресурсоемким.

Действительно, чтобы получить надежную оценку распределения запасов в залежи требуется построить не одну модель, а, допустим, сотню её реализаций. В коммер ческих проектах это не всегда бывает воз можным по причине ограниченности сроков а б и вычислительных ресурсов.

Есть и другая причина, по которой Рис. 4. Одна из реализаций структурной поверхности:

подсчет запасов продолжают выполнять а – рассчитанная методом последовательного гауссовского стохастического с использованием детерминированной моделирования;

б – рассчитанная описанным алгоритмом.

ГЕОФИЗИКА ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

модели. Это регламентные требования экспериментальная вариограмма соот- платформы. Как было отмечено ранее, Государственной Комиссии по запасам ветствующих отметок на скважинах. Когда мы моделируем поле случайных величин, (ГКЗ). Согласно последним отчетная до- моделируется кровля резервуара, очень имеющих нормальное распределение.

кументация по подсчету запасов (карты, часто рассчитывается вариограмма не Задача заключается в том, чтобы поле таблицы и т.д.) предполагает наличие самих этих отметок, а их отклонений (не- случайной величины имело заданную единственного варианта решения. По- вязок) от некоторой трендовой поверхно- вариограмму.

этому многие разработчики по-прежнему сти [2]. Распределение названных невязок В решении названной задачи исполь используют детерминированный подход и должно подчиняться нормальному закону, зуется следующее свойство равномер экспертную оценку его достоверности. в противном случае возникают сомнения в но распределенных случайных величин.

качестве тренда. Стохастическая интерпо- Если усреднить поле равномерно рас Комбинированный подход ляция, при наличии тренда, выполняется пределенных случайных величин, то в Вместе с тем, можно использовать оба не для самой структурной поверхности, а результате мы получим поле величин, подхода, объединяя подсчет запасов на для ее отклонения от упомянутого тренда. распределенных нормально (Рис.2). На основе детерминированного прогноза со Интерполированные значения получаемо- полученное поле необходимо наложить стохастическим моделированием наибо- го поля поправок должны иметь ту же са- следующие дополнительные условия.

лее важных параметров. Суть комбиниро- мую дисперсию, что и исходные данные. Первое – вариограмма, рассчитанная по ванного подхода следующая. Сначала мы Вариограмма интерполированных значе- этому полю, должна совпадать с задан строим детерминированную трехмерную ний должна совпадать с вариограммой ной. И второе – в ячейках, куда попадают модель и получаем на ее основе средние исходных данных. Стохастические реа- скважины, значение этого поля должно (по всему нефтенасыщенному объему) лизации кровли резервуара получаются равняться нулю. Первое условие обеспе значения для эффективной мощности, по- как сумма детерминированного тренда с чивается за счет подбора радиуса области ристости и насыщенности. Объем началь- реализациями случайного поля поправок. усреднения. Соответствие заданному зна ных запасов детерминированной модели При расчете реализаций водонефтяного чению порога вариограммы выполняется выражается через площадь залежи и на- контакта тренд не используется. Пример посредством перенормировки. Для этого званные средние значения следующим расчета реализаций кровли резервуара и используется следующее соотношение:

образом: поверхности ВНК показан на рис. 1.

= + z Как мы уже говорили, для оценки за- (2) V = S * h * Kporo * Koil (1) пасов желательно вычислить до сотни ре где: ализаций поверхностей кровли и ВНК. В где:

V – объем начальных запасов;

случае, когда число ячеек сетки поверхно- – случайная величина с заданным S – площадь залежи;

сти приближается к миллиону, процедура средним и дисперсией 2;

h – средняя эффективная мощность последовательного гауссовского модели- z – стандартная случайная величина залежи;

рования может оказаться слишком про- (нормально распределенная, со средним Kporo – средняя эффективная должительной по времени. Хотя сам про- 0 и дисперсией 1).

пористость залежи;

цесс моделирования для оценки запасов Подбор радиуса сглаживания выпол Koil – средняя нефтенасыщенность полностью автоматизирован, многочасо- няется на основе экспериментально най залежи. вое ожидание результатов затрудняют денной зависимости, которая связывает работу, особенно на объектах с большим искомый радиус сглаживания с радиусом Далее стохастические реализации числом залежей. вариограммы и размером ячеек сетки на рассчитываются только для поверхностей шей модели. Для определения этой зави Расчет реализаций – кровли резервуара и поверхности водо- симости были рассчитаны вариограммы поверхностей нефтяного контакта. Каждая пара таких для различных сеток при различных ради по технологии CUDA поверхностей определяет одно случайное усах сглаживания (Рис. 3).

значение площади залежи S. Что касается Как правило, геологическое модели- На основании проведенных расчетов остальных параметров залежи (h, Kporo, рование выполняется на персональных была получена следующая эмпирическая Koil), то для каждого значения площади S компьютерах класса рабочих станций, зависимость:

мы будем выбирать их случайным образом имеющих в своем арсенале современный Rvar = 1.9 * d * r + 2 * d из распределений с известными (по детер- процессор и мощную графическую подси- (3) минированной модели) средними и задан- стему с большим числом вычислительных ными (экспертным путем) дисперсиями. ядер (последние модели поддерживают где:

Перемножение названных случайных ве- до тысячи вычислительных ядер). По сути, Rvar – радиус вариограммы, в метрах;

личин даст нам одно случайное значение это мощный вычислительный кластер d – размер ячейки сетки структурной объема начальных запасов. Множество внутри персонального компьютера. Про- модели, в метрах;

реализаций площади залежи позволяет блема только в том, что он предназначен r – радиус сглаживания, в ячейках сетки нам рассчитать распределение начальных исключительно для выполнения массиво- (целое, больше 0).

запасов залежи, и дальше – среднее зна- вых вычислений. То есть, на таком класте- Обусловливание значений искомого чение запасов и его погрешность. Можно ре эффективно производятся однотипные случайного поля в точках скважин до видеть, что при таком подходе исключает- процедуры над множеством ячеек масси- стигается за счет подбора значений слу ся трудоемкий расчет реализаций кубов ва данных. Структурные поверхности как чайного поля с равномерным распреде литологии, пористости и насыщенности. И раз и являются такими массивами – дву- лением в области скважины так, чтобы это оправдано, поскольку главным источ- мерными таблицами значений глубин. после процедуры сглаживания с задан ником неопределенности подсчета запа- Реализованный в DV-Geo альтерна- ным радиусом ее значение соответство сов залежи является (чаще всего) именно тивный расчет стохастических реализаций вало среднему значению получаемой неопределенность ее площади. основан на технологии CUDA (на графиче- посредством осреднения нормально рас Описанный комбинированный способ ских процессорах фирмы NVIDIA). Сразу пределенной случайной величины. Если оценки запасов реализован в программ- можно сказать, что эта новая процедура исходная равномерно распределенная ном комплексе трехмерного геологиче- позволила существенно поднять произ- случайная величина принимает значения ского моделирования DV-Geo. (Отметим, водительность имитационного модели- в диапазоне от 0 до 1, то среднее значе что он является дополнением к средствам рования для задачи оценки запасов. Не- ние после сглаживания будет равно 0.5.

полноценного трехмерного стохастиче- сколько часов вычислений превратились Это значение и должно получиться после ского моделирования DV-Geo) В качестве в несколько минут. При этом, однако, усреднения равномерного случайного параметра, задающего неопределен- потребовалось изменить алгоритм мо- поля в точке скважины.

ность поверхности (кровли резервуа- делирования на такой, который подхо- В простейшем случае решение ра, водонефтяного контакта) выступает дит для параллельной вычислительной этой задачи может быть следующим.

46 ГЕОФИЗИКА №1 (19) февраль 2012 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ В точке скважины предварительно нахо- В результате работы этого алгоритма может быть применен для стохастиче дится среднее значение равномерно рас- мы получаем поле случайных значений ского моделирования не только струк пределенного случайного поля для всех с нормальным распределением и задан- турных поверхностей, но и кубов геофи ячеек, лежащих в заданной окрестности ной вариограммой, а также с нулевыми зических параметров.

– 1. После этого, каждая точка исходно- значениями в точках скважин. Рассчи ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТЕРА:

го поля, участвующая в этом осреднении, танное случайное поле позволяет нам умножается на отношение /1. Решение рандомизировать любую детерминиро- 1. С.И. Билибин, В.С. Смирнов, Б.Е. Лух несколько осложняется тем, что окрестно- ванную поверхность. А именно, сумму минский, Оценка погрешности подсчета сти, соответствующие различным скважи- полученного случайного поля с той или запасов нефти методами математиче нам, могут пересекаться. иной детерминированной поверхностью ского моделирования, Каротажник № 4, Таким образом, алгоритм расчета одной можно рассматривать как одну из стоха- стохастической реализации выглядит так: стических реализаций той же поверхно- 2. О. Дюбрул, Использование геостати 1. Создается равномерное некоррелиро- сти. Отличие от расчета «классических» стики для включения в геологическую ванное случайное поле на сетке струк- реализаций состоит только в том, что модель сейсмических данных, перевод турной модели с распределением зна- вариограмму случайного поля мы опре- под редакцией Г.Н.Гогоненкова, EAGE, чений в диапазоне 0-1;

деляем сами, экспертным путем. Все ISBN 90-73781-40-X 2. По эмпирической формуле (3) опреде- этапы описанного алгоритма запрограм- 3. Клейтон В.Дойч, Геостатистическое мо ляется радиус сглаживания R;

мированы с использованием технологии делирование коллекторов, М.-Ижевск:

3. Значения поля в окрестностях сква- CUDA и выполняются на графических Институт компьютерных исследований, жин радиуса R обусловливаются под процессорах фирмы NVIDIA, что обе- 2011г.

среднее 0.5;

спечивает высокую производительность 4. С.И.Билибин, М.В.Перепечкин, Е.В.Ко 4. Производится сглаживание полученных вычислений. валевский, Моделирование залежей значений в окне с заданным радиусом R;

Наиболее похожими на описанный углеводородов для подсчета запасов в 5. Выполняется расчет среднего и дис- алгоритм являются интегральный метод программном комплексе DV-Geo, Экс персии 2 полученного нормально рас- Фурье и метод скользящего средне- позиция нефть газ, № 3, 2010г.

пределенного случайного поля;

го [2]. Но эти методы являются необ- 5. А.С. Кашик, Г.Н. Гогоненков, С.И. Били 6. Производится преобразование случай- условленными, то есть требуют после бин, М.В. Перепечкин, Е.В. Ковалевский, ного поля с средним и дисперсией 2 к каждой симуляции обусловливания кри- Система геологического моделирова полю стандартной случайной величины гингом или другим интерполяционным ния DV-Geo как пример российского (со средним 0 и дисперсией 1);

алгоритмом. инновационного бизнеса. Экспозиция 7. Выполняется преобразования поля На рис. 4 приведены две структур- нефть газ, № 5, 2011г.

стандартной случайной величины к ные карты одного и того же объекта. 6. Перепечкин М.В, Билибин С.И. Техно полю со средним и дисперсией, соот- Первая карта построена при помощи логии использования принципиальных ветствующим исходным данным;

последовательного гауссовского стоха- моделей при проведении этапа литоло 8. Производится окончательное подтягива- стического моделирования, вторая кар- гического моделирования залежи угле ние полученного поля случайных вели- та – при помощи описанного алгорит- водородов в программном комплексе чин к нулевым значениям в точках рас- ма. Изменчивость, которую показывают DV-Geo.:МГНЦ, ВНИИ Геосистем ж.

положения скважин. обе карты, идентична. Данный подход Геоинформатика, №1, 2007г. С. 9- КИПИА ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ №1 (19) февраль 2012 г.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ РАБОЧИХ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫШЛЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ О.А. КАЛУГИНА технический специалист Рязань marketing@rizur.ru Особенностью значительной территории нашей страны является континентальный и резко континентальный климат. Средняя температура зим, обычно, по крайней мере ниже -10°С, а иногда достигает и критических отметок -40..-50°С. Такая ситуация приводит к необходимости предпринимать меры по обеспечению рабочего климатического режима промышленного оборудования. Нужно учитывать не только температурный режим, но и защиту от конденсации влаги и выпадения инея. Современный уровень автоматизации технологических процессов подразумевает необходимость интеграции оборудования поддержания климата в единую систему управления для удаленной регулировки и контроля климатических условий. Появляются требования значительного повышения энергоэффективности применяемых решений. В данной статье затрагиваются перечисленные вопросы и предлагаются решения, отвечающие современному уровню развития науки и техники.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |
 





 
© 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.