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 |

«Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ...»

-- [ Страница 2 ] --

Группа III: Зап.Сибирь, Дальний Восток, (Сахалин, Камчатка). Глубина скважин 1500 - 6500 м;

температура до 200о С (в среднем 140о С), давление 400 500 МПа.

Глубина залегания продуктивных пластов, вскрытых горизонтальными скважинами, лежит в среднем в пределах 600-3435 м, средние толщины продуктивных пластов - от 3 до 475 м, длины горизонтальных стволов от 27 до 735 м, радиус искривлений - от 42 до 950 м, общие длины стволов - от 813 до 3700 м.

В одних случаях строительство ГС [3] проводится со спуском и креплением технической колонны диаметром мм до глубины затем 245 1370м, эксплуатационной колонны (ЭК) диаметрами от 146 до 168 мм до глубины 1400 1500 м без заливки цементом;

в других случаях предусматривается спуск и обсадка только ЭК диаметром 146 или 168 мм до глубины 1470-1490 м. Еще один типичный диаметр колонн - 228 мм. Горизонтальный участок скважин составляет в среднем 300-400 м и в одних случаях оборудуется фильтрами диаметром 5-6", в других - ствол диаметром 8 - 9" оставляется открытым. Угол отклонения ствола от вертикали достигает 90о.

Конструкция скважин при реализации одного из перспективных направлений, проводимых в последнее время методом зарезки и бурения бокового ствола, в среднем такова [4]:

- диаметр обсадной колонны равен 146 и 168 мм;

- внутренний диаметр обсадной колонны 127-132 и 148-152 мм;

- проходной диаметр "окна" равен 124 и 148 мм;

- диаметр бокового ствола составляет 120, 125 и 146 мм;

- диаметр "хвостовика" равен 89, 102 и 148 мм;

- радиус кривизны бокового ствола изменяется от 40 до 120 м.

К конструктивному разнообразию ВС, ННС, ГС и БГС добавляются сложные геологические условия: изменяющиеся перепады межпластовых давлений (до 100 МПа) и температур (до 150 - 200о С), непостоянная проницаемость и насыщенность отдельных горизонтов [2, 6], агрессивный буровой раствор с содержанием сероводорода и углеводорода до 3-5%.

Таким образом, анализ геолого-технических условий, наблюдающихся в скважинах, требующих проведения ГИС, показывает значительный диапазон изменения диаметра и глубины скважин, зенитного угла, протяженности горизонтальных стволов, рабочей температуры и гидростатического давления, свойств пород, плотности скважинного флюида и состояния стенок скважин, что безусловно должно учитываться при разработке и создании высокоинформативной и надежной геофизической аппаратуры, предназначенной в первую очередь для контроля за разработкой.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Гильманова А.М. Исследование и разработка конструктивных основ создания параметрического рада комплексной малогабаритной аппаратуры акустических методов каротажа нефтегазовых скважин: дис….канд. техн. наук. Октябрьский: ВНИИГИС, 2002. - 193 с.

2 Гуторов Ю.А. Акустический метод каротажа для контроля технологического состояния обсаженных скважин нефтяных и газовых месторождений: дис….д-ра техн. наук: 04.00.12.- Октябрьский, 1994.-287с.

3 Гуторов Ю.А., Гильманова А.М., Салахова А.Р. Состояние изученности качества крепления обсадных колонн в горизонтальных скважинах, пробуренных на площадях АО “Татнефть” с участием Альметьевского и Бавлинского УБР // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- М. :ВНИИОЭНГ. - 1996.-N4. - С.24-26.

4 Каплун В.А., Ванцев В.Ю., Банных А.В. Технико-технологические параметры восстановления скважин методом бурения второго ствола: сб. 2-ого междунар. семинара “ГС”/ ГАНГ им. Губкина. - М.: НИИКИГС, 1997. - С. 24-25.

5 Комаров В.Л., Лаптев В.В. Типизация геолого-технических требований на разработку комплексной геофизической аппаратуры для исследования нефтегазовых месторождений СССР / ВНИИНефтепромгеофизика. -Уфа, 1973. С. 3-5.

6 Корженевский А.Г. Развитие работ по строительству и геофизическому сопровождению ГС в России // НТВ АИС Каротажник.- Тверь: ГЕРС, 1997. Вып.40. - С.79-80.

УДК:550.832.44: МЕТРОЛОГЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ АППАРАТУРЫ АКЦ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН А.М. Гильманова (ОАО НПП «ВНИИГИС») Решение задач метрологического контроля измерений является одной из актуальных проблем обеспечения высокого качества информации, получаемой акустическими приборами. Повышение надежности результатов измерений и снижение систематической составляющей погрешности измерений достигается за счет калибровок с помощью средств измерений, использования стандартных методик измерений и испытаний, систематической оценки точности измерительного прибора, регулярного обучения персонала, занятого измерениями и испытаниями.

Калибровочные измерения имеют своей целью проверить стабильность работы всего электронного тракта аппаратуры в процессе настройки и измерений, оценить соответствие измерительного диапазона аппаратуры ее паспортным данным, обеспечить установку необходимых масштабов регистрации. Калибровочные измерения перед исследованиями на скважине и после исследований осуществляются с помощью электронных схем калибраторов амплитуд и времени, расположенных в измерительной панели, и выполняются по методике, изложенной в [5].

Эталонировочные измерения с аппаратурой имеют своей целью установить связь измеряемых амплитудно-временных параметров акустического сигнала с физическим состоянием изучаемой среды. Проводятся они на физических эталонах - натуральных моделях обсадных труб с различными состояниями цементного кольца или имитаторах реальной среды в виде моделей пласта, пересеченного скважиной с аттестованными с помощью образцовых измерительных каналов акустическими параметрами.

При калибровке аппаратуры АК, включающей регистрацию полного волнового пакета, оцениваются следующие метрологические характеристики:

1) интервальное время распространения упругой волны на единице длины (мкс/м);

2) коэффициент затухания - ослабление упругой волны на единице длины вследствие ее поглощения, рассеяния и расхождения (дБ/м);

3) основная погрешность измерения интервального времени распространения упругих волн;

4) основная погрешность измерения коэффициента затухания упругих волн;

5) основная частота излучателя при основных режимах работы;

6) диапазон измерения коэффициента затухания на разных частотах от 6 до 40 кГц;

7) динамический диапазон измерений акустических параметров упругих волн на разных частотах и для различных длин акустических зондов;

8) развиваемое излучателем акустическое давление при основных режимах работы, приведенное к стандартным условиям свободного поля;

9) идентичность измерительных каналов по коэффициенту преобразования;

10) неравномерность характеристики преобразования измерительных каналов.

Существует большое количество специальных устройств как полевых (ПАУК, УПГ-3П), так и стационарных (УПАК-1, УПБ-АК), которые можно использовать для калибровки аппаратуры акустического каротажа и акустического контроля качества цементирования, измеряя следующие параметры: t - интервальное время распространения упругой волны на единице длины (мкс/м);

- коэффициент затухания - ослабление упругой волны на единице длины вследствие ее поглощения, рассеяния и расхождения (дБ/м).

Специфика калибровки акустической аппаратуры, входящей в состав параметрического аппаратурного ряда комплексной малогабаритной аппаратуры акустического каротажа, заключается в том, что предложена и реализована такая система метрологического обеспечения, при которой на первом уровне калибруются сами первичные преобразователи, на втором функциональные узлы и модули более простой компоновки (тип I и II), и на третьем - комплексные приборы.

Калибровка электронно-акустического тракта аппаратуры акустического видеокаротажа заключается в следующем: проверка в статике 1) чувствительности амплитудного канала;

2) проверка в динамике разрешающей способности по различным типам дефектов.

Калибровочные установки на основе физических эталонов позволяют имитировать влияние на акустические параметры практически всех дефектов технического состояния скважин. Особенностью режима измерений приборами параметрического аппаратурного ряда является работа на нелинейном участке вольтамперной характеристики электронного тракта, погрешность измерений при которой может составлять 25-30 % даже при незначительной неточности (до 5%) в выборе рабочей точки [4]. Для уменьшения величины погрешности, связанной с выбором режима измерений, были выполнены соответствующие исследования. В результате был разработан набор физических эталонов на основе обсадных труб различных размеров и принцип имитации на них дефектов, соответствующих различным типам нарушений технического состояния. Принцип имитации дефектов при соответствующей методике калибровки позволил с высокой стабильностью во времени [5,8] воспроизводить необходимый диапазон изменений динамических и кинематических параметров упругих волн, соответствующий реальным дефектам. В результате выполненных исследований в качестве физических эталонов было решено использовать стальные трубы с внутренним диаметром 104 мм, длиной 3700 мм, толщиной стенки 5 мм. На внешней поверхности труб были нанесены дефекты в виде проточек шириной 5 мм, глубиной 2,5 мм, шагом 15 мм. Величина же участка дефектов у каждой трубы менялась в зависимости от того, какой величины затухание упругих волн необходимо было обеспечить на каждой конкретной модели.

Калибровочные измерения амплитудно-временных характеристик упругих волн, распространяющихся по стенке труб физических эталонов, выполнялись специальным измерительным раздвижным зондом, снабженным аттестованным гидрофоном.

Полученные значения коэффициентов затухания упругих волн (к) в каждой эталонировочной трубе и время распространения (Т) упругих волн, были приведены к величине измерительной базы прибора, равной 1,7 м, и даны в таблице 1.

Таблица 1-Сводная таблица значений коэффициентов затухания и времени распространения упругих волн на разных частотах в калибровочных трубах физических эталонов Коэффициент затухания на базе, дБ Время распространения,мкс № трубы n n k k nвч nнч вч нч вч нч 1 6,8 6,1 7,0 8,2 272 2 13,9 9,9 16,1 14,5 291 3 24,0 12,2 22,3 19,5 312 4 29,0 28,0 37,0 31,2 326 299, Оценка прочностных свойств цементного камня и угла раскрытия вертикального канала проводится на разработанных образцовых стационарных калибровочных установках с цементным кольцом различного состава и прочности. Полученные с помощью калибровочных установок палеточные зависимости [5] позволяют выполнять количественные определения различных дефектов цементирования цемента, раскрытость объемно (прочность контактных дефектов и т.п.) с погрешностью 30-40% при соответствии скважинных условий поверочным, 50% и более при их несоответствии.

Однако нестабильность параметров подобных физических эталонов существенно ограничивает область их применения. Калибровочные установки, основанные на универсальном комплекте калибровочных труб, имеют серьезные преимущества перед физическими эталонами на основе тампонажных смесей. Акустические характеристики калибровочных труб задаются таким образом, чтобы перекрыть необходимый диапазон их изменения, встречающийся в реальных условиях обсаженных скважин. При этом значительными достоинствами выбранной конструкции калибровочных труб являются возможность управления их акустическими характеристиками в достаточно широких пределах, а также их высокая стабильность во времени, что представляется немаловажным достоинством.

В свою очередь аттестация физических эталонов проводится с помощью реальных скважинных приборов, аттестованных в свое время на базовых калибровочных установках, которые могут служить в качестве эталона для сравнительных измерений.

Достоинством используемой методики калибровки является и то, что она построена на установлении связи между неаттестуемыми с помощью стандартных средств акустическими параметрами и аттестуемыми, характеризующими акустические свойства физических эталонов. При этом первые из них являются параметрами, регистрируемыми с помощью калибруемой двухэлементной акустической аппаратуры (Ак, Ар, tп), а вторые акустическими параметрами, присущими данному физическому эталону (, t).

Такая связь выражается с помощью тарировочной зависимости, которая позволяет осуществлять переход от амплитудных параметров, измеряемых двухзондовой аппаратурой в линейном масштабе, к параметрам затухания, измеряемым в логарифмическом масштабе. При этом каждой частоте соответствует своя тарировочная кривая.

Суть используемой методики калибровки [5] сводится к тому, что во время выполнения калибровочных операций прибор перемещают из одной физической модели в другую, регистрируя соответствующие значения относительных амплитуд упругих волн (относительно уровня сигнала в свободной колонне) и сопоставляют полученные значения с тарировочными кривыми. Прибор считается прошедшим калибровку, если расхождение между полученными и тарировочными значениями калибруемого параметра не превышает пределов, оговоренных в ТУ на аппаратуру. Такая методика позволяет эталонировать приборы контроля технического состояния по регистрируемым параметрам. Для калибровки аппаратуры по измерительным параметрам используют физические эталоны на основе комплекта калибровочных труб, аттестованных с помощью общетехнических средств измерений.

Калибровка амплитудных и временных каналов акустических зондов для открытого ствола производится в тех же эталонных средах. Работа аппаратуры может считаться удовлетворительной, если амплитуда продольной волны на входе измерительной панели, когда прибор находится в металлической трубе, будет 2-10 В, коэффициент затухания упругого сигнала изм не должен при этом отличаться от этал более, чем на 2-3 % [подробнее см. 1].

По описанному выше принципу разработано и реализовано также калибровочное устройство УП-3 для аппаратуры акустического видеокаротажа [7].

Калибровочное устройство УП-3 состоит из корпуса, набора аттестованных калибровочных цилиндров, соответствующих различным типоразмерам обсадных колонн с искусственно нанесенными на стенки дефектами (трещины, отверстия различных размеров и т.д.), рычага, используемого для имитации движения прибора.

Все калибровочные измерения регистрируются ПЭВМ с помощью наземного цифрового регистратора “ГЕКТОР” в режиме “КАЛИБРОВКА” с использованием данных в режиме регистрации и обработки скважинного материала.

Недостатком калибровочных установок на основе физических эталонов является то, что они могут быть реализованы только в стационарном исполнении. Для осуществления оперативной калибровки и аттестации элементов аппаратурного ряда в полевых условиях было разработано полевое калибровочное устройство УПК-1.

Устройство УПК-1 [3] состоит из звукопровода с узлом создания высокого давления и трех съемных демпферов. Звукопровод изготовлен в виде трубы, перекрывающей всю длину зонда калибруемого акустического прибора.

Звукопровод предназначен для имитации распространения упругих колебаний в колонне. Съемные демпферы предназначены для создания необходимого уровня затухания (ослабления) сигнала, соответствующего уровню затухания сигнала в реальной обсадной колонне и обеспечения необходимого динамического диапазона регистрации сигналов.

Преимущество разработанного полевого калибровочного устройства заключается в оперативности и надежности калибровочных операций, что достигается наличием в его составе узла повышения давления, с помощью которого удается исключить влияние на измерения газа, растворенного в жидкости, заполняющей установку, и в простоте технического решения, обеспечивающего ее мобильность при выезде на скважинные исследования.

При выполнении калибровочных операций с компенсированными зондами АКЦ измерения в установке УПК-1 осуществляются путем поочередного размещения в ней верхнего и нижнего зондов аппаратуры без ее разборки, а полученные данные по параметрам t и для каждого из зондов должны укладываться в допустимые пределы, которые для среднеарифметической величины от двух калибруемых параметров (по каждому из двух зондов) будут соответственно в два раза меньше, чем для одного зонда.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Блюменцев А.М. и др. Метрологическое обеспечение измерительных каналов аппаратуры АК. - М.: Недра, 1991. - 176с.

2 Гильманова А.М., Моисеев Ю.Н. Разработка поверочной установки на базе физических эталонов для поверки и калибровки приборов АК, контроля цементирования в полевых и стационарных условиях // Повышение эффективности геофизических методов исследований скважин: науч.-техн.

конф. - Октябрьский, 1988. - С.24-25.

3 Гильманова А.М. Исследование и разработка конструктивных основ создания параметрического рада комплексной малогабаритной аппаратуры акустических методов каротажа нефтегазовых скважин: дис. …канд. техн.

наук:-Октябрьский: ВНИИГИС, 2002. - 193 с.

4 Гуторов Ю.А. Метод широкополосного акустического каротажа для контроля технологического состояния обсаженных скважин нефтяных и газовых месторождений / Издание БГУ. -Уфа, 1995. - 244 с.

5 Гуторов Ю.А., Хайдаров Г.Н., Бородулин. Методические указания по поверке ДБИЗ. 836.001 Д-ИП.- Октябрьский, 1983.-18с.

6 МУ 41-06-017-82 Аппаратура акустического каротажа. Методы и средства полевой калибровки. Методические указания/ Белоконь Д.В., Девятов А.Ф., Кузнецов В.В. - М.,1982. - 19 с.

7 Разработка малогабаритного АМК в кабельном исполнении и методике его применения для геофизического сопровождения технологии проводки, крепления и испытания поисково-разведочных, наклонно-направленных и ГС, забуриваемых на Нижнепермские, Турнейские и Фаменские продуктивные отложения из старого фонда скважин в условиях Башкирии: отчет об ОКР /ОАО НПП ВНИИГИС;

рук. Гуторов Ю.А., Утопленников В.К., Даниленко В.Н. -Октябрьский, 1999.-165с.

8 Средства метрологического обеспечения комплексной аппаратуры акустического контроля технического состояния обсаженных скважин./ Гуторов Ю.А., Гильманова А.М., Моисеев Ю.Н., Хайдаров Г.Н. ;

ОАО НПП “ВНИИГИС”.-Октябрьский, 1994.-13с.- Деп. в ВИНИТИ 17.10.94, № 2377-В94.

УДК: 550.832.1/9.08:622.245.1:622.243. ПРИНЦИПЫ ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ СОЗДАНИЯ ВЫСОКОТОЧНОЙ АППАРАТУРЫ ДЛЯ ГИС А.М. Гильманова (Филиал УГНТУ в г.Октябрьском) Принципы оптимизации технологии создания высокоточной аппаратуры являются общими для любого изделия. Рассмотрим их [3] на примере создания аппаратуры акустических методов каротажа (схема 1), используемой для оценки технического состояния скважин.

Анализ факторов, влияющих на качество материалов ГИС, полученных с помощью акустических методов каротажа в различных геолого - технических условиях, показывает, что оно зависит от величины и соотношения систематических и случайных погрешностей измерений [2, 6].

Влияние геолого-технических условий проявляется в процессе регистрации и сказывается на величине случайной составляющей погрешности измерений.

На величину систематической составляющей погрешности измерений влияют такие трудноконтролируемые факторы, как центрирование зонда, неравномерность диаграмм направленности и несовпадение спектральных характеристик преобразователей, расхождение мощностных параметров излучателей и чувствительности приемных элементов, а также несоблюдение геометрических размеров зондов в процессе их изготовления. Таким образом, величина систематической составляющей погрешности зависит от качества выполнения всего процесса, начиная от проектирования аппаратуры и заканчивая ее правильной эксплуатацией.

Основным содержанием проектирования является перевод требований к продукции, образно называемых "голосом заказчика", на технический язык, т.е.

язык конкретных характеристик, которые воплощаются в конструкторской документации. О роли проектирования в современных условиях можно судить по правилу "70:20:10" [7], устанавливающему, что, если принять успешное решение проблемы обеспечения качества за 100%, то 70% этого успеха связано с проектированием, 20% - с изготовлением и 10% - с эксплуатацией и данное правило соблюдается тем строже, чем сложнее продукция.

Традиционно считается, что качество формируется главным образом на втором этапе, т.е. в условиях серийного производства. Однако основы качества закладываются в начале жизненного цикла продукции, т.е. в период, предшествующий началу серийного производства – на этапе научно исследовательских и опытно-конструкторских работ, проектирования, опытного производства и отладка.

В связи с этим центр тяжести работ по обеспечению качества переносится на первый этап. При этом работы должны строиться таким образом, чтобы значения характеристик продукции были в наименьшей степени подвержены разбросу из-за несовершенства технологии, неоднородности сырья, вариации условий окружающей среды и других помех, неизбежных в производстве и эксплуатации оборудования.

Одним из важнейших критериев качества проектирования, изготовления и эксплуатации является надежность - свойство изделия выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в требуемых пределах, соответствующих заданным режимам и условиям использования, технического обслуживания и транспортирования [5].

Требования к надежности деталей, сборочных единиц и прибора в целом обусловлены множеством факторов и условий: назначением, ответственностью, стоимостью, количеством, условиями эксплуатации и многими другими [11].

Для оценки надежности используется ряд показателей, основными из которых являются следующие:

- вероятность безотказной работы Р(t), т.е. вероятность того, что в пределах заданной наработки (продолжительности работы прибора) отказ не возникает: (1) - средняя наработка до отказа - математическое ожидание наработки прибора до первого отказа Т= 1/;

- интенсивность отказов (t) - условная плотность вероятности отказа невосстанавливаемого прибора, определяемая для рассматриваемого момента времени при условии, что до этого момента отказ не возник:

(t)= f(t) / P(t), (2) где f(t) - плотность распределения наработки до отказа;

Р(t) - вероятность безотказной работы за время t;

- средняя наработка на отказ - отношение наработки восстанавливаемого объекта к математическому ожиданию числа его отказов в течение наработки.

Терминологию, относящуюся к вопросам надежности, устанавливает ГОСТ 27002. Основные определения, уточнение которых необходимо при расчетах на надежность, следующие: 1) работоспособность - состояние объекта, при котором он способен выполнять требуемые функции, сохраняя значения заданных параметров в пределах, установленных документацией;

2) безотказность - свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность в течение некоторого времени или некоторой наработки;

3) предельное состояние - состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация должна быть прекращена из-за неустранимого нарушения требований безопасности или неустранимого ухода заданных параметров за установленные пределы;

4) отказ - событие, заключающееся в нарушении работоспособности объекта.

Важнейшие показатели долговечности:

- гамма-процентный ресурс - наработка, в течение которой объект не достигает предельного состояния с заданной вероятностью процентов:

= 100 P (t);

(3) для многих изделий массового производства = 90 %, т.е. используется 90 % ресурс - средний ресурс - математическое ожидание ресурса.

Если изделие состоит из последовательно соединенных элементов, то вероятность его безотказной работы:

(4) где Рi(t) - вероятность безотказной работы i-го элемента.

При параллельном соединении элементов:

(5) Вероятность отказа равна Q(t) = 1 - P(t). (6) Процессы, определяющие надежность изделия, носят случайный характер.

Количественные показатели этих процессов являются случайными величинами.

Соотношения, устанавливающие связь между возможными значениями случайной величины и соответствующими им вероятностями, называются законами распределения и изучаются в теории вероятностей.

Наиболее типичные законы распределения параметров надежности:

нормальный;

логарифмический нормальный;

показательный и закон Вейбулла.

Результаты расчетов на надежность приборов элементов параметрического аппаратурного ряда - приведены в таблице 1.1.

При проектировании необходимо также выполнять следующие основные расчеты, влияющие на величину систематической погрешности измерений при ГИС [1, 4, 8, 9]:

Таблица Вероятность Наработка на Наработка на Наименование безотказной отказ скв. отказ блока аппаратуры работы прибора, час упр., час аппаратуры АКЦ-НВ-36 270 1104 0, АКЦ-НВ-48 285 1104 0, АШИМ-36 285 1104 0, АВК-42М 260 1104 0, а) на прочность, объемную и (или) поверхностную;

б) на жесткость, собственную и (или) контактную;

в) на износостойкость;

г) на теплостойкость;

д) на виброустойчивость (или колебания).

Любой расчет выполняется по следующей схеме [10]:

а) исходные данные для расчета;

б) составление расчетной схемы;

в) выявление основных критериев работоспособности;

г) проведение непосредственного расчета;

д) выводы и заключение.

Результаты проведенных работ можно свести в единую таблицу 1.

На основе анализа приведенного выше материала можно сформулировать принципы построения параметрического ряда: а) обеспечение максимальной помехозащищенности измерительного тракта;

б) обеспечение высокой надежности и проходимости приборов в скважине сложного профиля;

в) унификация узлов и деталей, позволяющая компоновать аппаратуру в зависимости от сложности решаемых задач по контролю технического состояния;

г) многоуровневое метрологическое сопровождение.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Биргер И.А. и др. Расчет на прочность деталей машин: справочник. - М.:

Машиностроение, 1979. - 702 с.

2 Гильманова А.М., Моисеев Ю.Н., Гареева С.Р., Гуторов Ю.А.

О технических аспектах повышения качества материалов при волновом акустическом каротаже ГС // НТВ АИС Каротажник.- Тверь: ГЕРС, - 1997. Вып. 33. - С. 105-106.

3 Гильманова А.М. Исследование и разработка конструктивных основ создания параметрического рада комплексной малогабаритной аппаратуры акустических методов каротажа нефтегазовых скважин: дис…канд. техн. наук: Октябрьский, ВНИИГИС,2002. - 193 с.

4 Краузе В. Конструирование приборов. В 2 кн./ пер. с нем. В.Н. Пальянова М.: Машиностроение, 1987.-654с.

5 Методическое руководство по определению надежности элементов узлов и деталей геологоразведочной техники.- Л.: ОНТ и ВИТР, 1974.- 19с.

6 Разработка аппаратуры акустического каротажа с повышенной точностью измерений: отчет о НИР;

рук. Белоконь Д.В., Девятов А.Ф., Рафиков В.Г. -Дог.

604/175.- Калинин,1977.-84с.

7 Свиткич М.З. От семейства стандартов ИСО 9000 к всеобщему менеджменту качества // Стандарт и качество. - 1997. - № 9. - С.43-48.

8 Таленс Я.Ф. Работа конструктора. - Л.: Машиностроение, 1987. -255 с.

9 Тарабасов Н.Д., Усачев П.Н. Проектирование деталей и узлов машиностроительных конструкций: справочник. – М.: Машиностроение, 1983.

– 239 с., ил. – (Библиотека конструктора).

10 Чурабо Д.Д. Детали и узлы приборов. Конструирование и расчет. - М.:

Машиностроение, 1975. - 559с.

11 А.с. 928287 СССР, МКИ 181-5. Устройство для калибровки приборов АК /Гуторов Ю.А., Шариязданов Ш.Ш.//Бюл. Изобретения.- 1982. Бюл. №18.-С.47.

УДК 622.276. К ВОПРОСУ О ПРОБЛЕМАХ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ Ю.А.Гуторов (Филиал УГНТУ в г.Октябрьском) В связи с интенсивным износом основного эксплуатационного фонда нефтегазовых скважин на большинстве месторождений РФ, находящихся в поздней стадии эксплуатации и в условиях недостаточного объема бурения по уплотнению сетки скважин, капитальный ремонт последних приобретает с каждым годом все большее значение. При этом решаются, как правило, две актуальные задачи ликвидация нарушений технического состояния – конструкции крепи обсаженных скважин эксплуатационного и нагнетательного фондов [1, 2] и восстановление соответственно их продуктивности и приемистости.

В настоящее время производственными предприятиями, осуществляющими капитальный ремонт скважин освоен достаточно широкий набор современных технологий, направленных на решение вышеназванных задач.

При решении первых задач активно применяются технологии, основанные на использовании профильных перекрывателей и современных водоизолирующих составов, обладающих селективным воздействием на переточные каналы в цементном кольце и на обводнившиеся (промытые) пропластки.

При решении вторых задач широко применяются как методы воздействия на ПЗП, например такие, как физико-химические, теплофизические и биологические методы [3, 6], так и методы воздействия на межскважинное пространство, например, такие как ГРП [5], бурение боковых и горизонтальных стволов (БГС) [7, 9], нестационарное заводнение с применением ПАВ, полимерно-дисперсных и гелеобразующих систем [10].

Однако, несмотря на большое разнообразие применяемых в настоящее время технологий КРС, их, к сожалению, объединяет одно общее для них свойство низкая технологическая и соответственно экономическая – эффективность, часто не превышающая 20-30%.

Анализ причин сложившейся ситуации показывает, что основными из них являются:

отсутствие подхода к операциям при КРС как к единому технологическому процессу, направленному на решение конкретных задач [11];

- отсутствие текущего информационного контроля и сопровождения работ при КРС, объединяющего его в единый (интегрирующего технологический процесс [1, 2];

- отсутствие научного сопровождения работ и оперативного анализа их технологической и экономической эффективности при КРС в конкретных геолого-технических условиях [8].

Первая причина обусловлена тем, что, несмотря на наличие утвержденных и действующих в рамках предприятия «Исполнителя»

согласованных с «Заказчиком» РД на проведение тех или иных видов работ при КРС, в практике выполнения технологических операций допускается произвольное изменение их последовательности, часто оправдываемое непредвиденным отклонением условий проведения производственно технологических видов работ от предписываемых утвержденным регламентом.

Вторая причина тесно взаимосвязана с первой и обусловлена отчасти пренебрежением, а отчасти неоправданной экономией средств на геофизический контроль и сопровождение операций при КРС как на стадии планирования, так и на стадиях их выполнения и завершения.

Третья причина обусловлена главным образом отсутствием у персонала отделов геологии и разработки НГДУ, как представителей «Заказчика», необходимых навыков владения приемами научного сопровождения работ при КРС и оперативного анализа их технологической и экономической эффективности.

Какие меры необходимо предпринять, чтобы исправить сложившуюся ситуацию в отношении недостаточной эффективности работ при КРС, в каком направлении надо сделать решающие шаги, чтобы переломить существующие и достаточно устоявшиеся тенденции в этом вопросе?

На наш взгляд, наиболее эффективными в плане исправления сложившейся ситуации могут стать следующие меры, а именно:

- на первом этапе – выбор конкретной скважины (объекта) для КРС должен быть основан на тщательно взвешенном и обоснованном прогнозе ее промысловой перспективности в качестве объекта нефтедобычи.

Особенно важно оценить, находится ли данный объект (скважина, пласт) в пределах участка залежи с достаточно высокой плотностью остаточных запасов, извлечение которых позволит не только окупить все затраты на КРС, но также обеспечит получение дополнительной прибыли от его эксплуатации;

- вторым этапом планирования работ должен стать выбор вида КРС максимально соответствующего геолого-физическим условиям выбранного объекта (скважина, пласт). При этом если выполнение первого этапа строится на применении современного информационного сопровождения основанного, как правило, на построении компьютерных моделей продуктивного пласта, отражающих распределение в нем текущих остаточных запасов, то выполнение второго этапа базируется на результатах предварительного анализа технологической и экономической эффективности всех ранее применявших видов КРС на подобных (по геолого-физическим условиям) объектах (скважина, пласт) с использованием установленных с его помощью геолого промысловых критериев;

- на третьем этапе необходимо оценить техническое состояние конструкции крепи обсаженной скважины с точки зрения его соответствия (или несоответствия) выбранному на втором этапе виду работ при КРС. В случае несоответствия – необходимо подсчитать предстоящие затраты на ремонтно восстановительные работы крепи скважины и оценить их целесообразность с точки зрения дальнейшей окупаемости за счет получения дополнительной добычи (прибыли) после завершения всего объема запланированных работ при КРС;

- на пятом этапе необходимо на основании данных полученных на предыдущих четырех этапах принять решение о целесообразности проведения данного вида КРС на выбранной для этих целей скважине (объекте) и затем составить и утвердить технологический регламент, отражающий последовательность выполнения всех ремонтных операций, предусмотрев при этом приемку и сдачу качества выполнения каждой операции на основе геофизических и промысловых методов контроля. В случае несоответствия качества выполнения каждой предыдущей операции согласованным с «Заказчиком» (НГДУ) требованиям, эта операция повторяется до момента ее качественного завершения.

В качестве наглядного примера низкой эффективности КРС, обусловленной несоблюдением выше сформулированных рекомендаций, является опыт строительства боковых стволов (БС) на Туймазинском месторождении в последние годы.

Особенностью бурения БС Туймазинского месторождения является закладка их на два продуктивных горизонта - кизеловский и девонский. Причем параметры БС по величине отхода и зенитному углу в обоих случаях закладываются практически одинаковые и составляют по зениту 30-60° по отходу – 45-50м, несмотря на то, что обводненность по этим горизонтам отличается практически в два раза (по кизеловскому – 45-50%, по девонскому 92-98%). При этом направление бурения БС по азимуту, как правило, не задается.

Общая оценка промысловой эффективности БС показала, что в ряде случаев (30%) их продуктивность и обводненность не соответствуют прогнозным оценкам. Так, например, если начиная с 1996 года суммарное количество нефти добытой из БС на ЦДНГ-1 составляло на 2000 год - 89, тыс.тонн, то добыча нефти из БС по годам имеет менее оптимистичный показатель, а именно: максимальная годовая добыча из БС была достигнута в 1998 году (39,49 тыс.тонн) и с тех пор она неуклонно снижалась (1999 г.-35, тыс. тонн, 2000 г. - 6,24 тыс.тонн), достигнув тем самым показателя 1997 года 6,49 тыс.тонн.

Для выявления факторов, влияющих на промысловую эффективность БС, была изучена связь продуктивности и обводненности БС с величиной зенитного угла и отходом от вертикали. Результаты исследований показали, что в случае кизеловского горизонта оптимальная величина отхода БС от вертикали (обеспечивающая обводненность в пределах 20-30%) составляет 40-60 м, а в случае девонского горизонта, оптимальная величина отхода БС от вертикали (с учетом обеспечения той же обводненности) должна составлять 500 - 600 м.

Для обоснования выбора азимута заложения БС с помощью программы, компьютерного моделирования «СИГМА-ПРОКСИ» (г.Москва) нами был проведен анализ геологической и промысловой информации, который позволил получить карты распределения обводненности по выбранному участку месторождения и сопоставить их со структурными картами продуктивных отложений кизеловского и девонских горизонтов.

Сопоставление фактических азимутов, полученных по данным инклинометрии для пробуренных БС с картами распределения обводненности пласта показал, что в большинстве случаев они закладывались в сторону зон с нарастающей обводненностью. При этом было установлено, что зоны максимальной обводненности, как правило, приурочены к участкам понижения профиля продуктивных отложений, т.е. крыльевым участкам антиклинальных структур.

На основании проведенных исследований были сформулированы следующие рекомендации по выбору азимута заложения ствола БС и величины его отхода в зависимости от типа продуктивных отложений на Туймазинском месторождении, а именно:

- азимут заложения ствола БС должен выбираться на основании учета как минимум двух критериев: характера распределения плотности остаточных запасов на данном участке месторождения (залежи) и направления ствола БС по отношению к фронту распространения нагнетаемых вод через скважины системы ППД. Чем больше будет угол между стволом БС и фронтом нагнетания от ближайшей к нему скважины, тем выше будет темп обводнения продукции из БС и, соответственно, короче продолжительность безводного периода добычи дополнительной продукции.

- отход от вертикали ствола БС, как правило, должен выбираться с учетом среднего уровня обводненности продуктивного пласта, выбранного для зарезки: с ростом отхода снижается обводненность и растет содержание нефти в добываемой продукции. При этом оптимальная величина отхода от вертикали должна лежать для терригенных коллекторов девона в пределах 500-600 м, а для карбонатных коллекторов верхнего карбона в пределах 40-60м.

Особенно тревожным симптомом, выявленным при эксплуатации БС, является значительное снижение величины удельных дебитов нефти (дебит с одного метра открытого ствола БС) с ростом длины БС в продуктивном пласте и, соответственно, более быстрый рост их обводненности.

Анализ влияния геолого-технических и геолого-технологических факторов на продуктивность БС показал, что она в существенной степени зависит от длины БС, коллекторских свойств пласта выбранного для зарезки и его начальной нефте- и водонасыщенности, а именно:

- оптимальная длина БС для получения максимальных дебитов по нефти для терригенных коллекторов девонских отложений лежит в пределах от 120 до 180 м, а для карбонатных – в пределах от 40 до 110м;

- по пористости максимальный эффект от БС достигается при Кп25% для терригенных и при Кп от 6 до 15% для карбонатных коллекторов;

- по начальной нефтенасыщенности максимальный эффект от БС достигается при Кн50% для терригенных коллекторов и при Кн от 10 до 70% для карбонатных.

Особенно сильно проявляются недостатки в проектировании заложения БС на многопластовые объекты одного геологического периода, разрабатываемые независимо друг от друга. В этом случае влияние ошибок, связанных с недоучетом анизотропии их коллекторских и фильтрационно емкостных свойств на конечную промысловую и экономическую эффективность БС, существенно возрастает [4, 6, 9].

Выводы:

Успешность работ при КРС в значительной степени определяется в первую очередь следующими тремя факторами:

- достоверным знанием характера анизотропии коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, намеченного для ремонтно-восстановительных работ;

наличием диагностических критериев, определяющих диапазон применимости данной технологии КРС для выбранного продуктивного пласта, относящегося к конкретному типу отложений;

- оптимизацией технологии КРС применительно к конкретным геолого физическим и геолого-техническим условиям, характеризующим выбранный для воздействия пласт.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Гуторов Ю.А. Формирование оптимального геофизического комплекса для оценки технического состояния обсаженных скважин // НТВ Каротажник, АИС.- Тверь, 1996.- Вып.20.

2 Гуторов Ю.А. К вопросу достоверной диагностики состояния ПЗП и конструкции нефтегазовых скважин методами ГИС для повышения эффективности различных технологий ОПЗ // Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана: Тезисы докладов научно-практической конференции, 10-11 декабря, Уфа, 1998.

3 Гуторов Ю.А., Ибрагимов Р.Н., Ханнанов Р.Г. и др. Пути совершенствования технологии применения термоимплозионной обработки ПЗП в условиях НГДУ «Бавлынефть» // Научные проблемы Волго-Уральского нефтегазового региона: сборник трудов ОФ УГНТУ.-Уфа, 2000.

4 Гуторов Ю.А., Калташов С.А. Решение проблемы повышения нефтеотдачи в условиях месторождений на поздней стадии эксплуатации на основе геофизического информационного обеспечения // Научные проблемы Волго-Уральского нефтегазового региона: сборник трудов ОФ УГНТУ.-.Уфа, 2000.

5 Гуторов Ю.А., Валиев И.З., Зарипов М.В. Проблемы повышения эффективности применения технологии ГРП в условиях НГДУ «Ватьеганнефть» // Актуальные проблемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: сборник тезисов докладов Международной научно-практической конференции в честь 45-летия ОФ УГНТУ.-Уфа, 2001.

6 Гуторов Ю.А., Кирсанов Д.В. Пути повышения эффективности виброакустических обработок ПЗП с целью увеличения нефтеотдачи в условиях НГДУ «Ватьеганнефть» // Актуальные проблемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: сборник тезисов докладов Международной научно-практической конференции в честь 45-летия ОФ УГНТУ.-Уфа, 2001.

7 Гуторов Ю.А., Воронова Е.В., Мухутдинов Б. К вопросу повышения эффективности бурения боковых столов в условиях «Туймазанефть»// Актуальные проблемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: сборник тезисов докладов международной научно-практической конференции в честь 45-летия ОФ УГНТУ.-Уфа, 2001г.

8 Гуторов Ю.А., Воронова Е.В., Бажитова О.В. и др. Результаты применения компьютерных информационных технологий для оценки эффективности разработки нефтяных месторождений в условиях НГДУ «Бавлынефть» // III открытая конференция ОАО «Татнефть», посвященная 60 летию разработки месторождений Татарстана, 19-22.09.03.-Бугульма, 2003.

9 Гуторов Ю.А., Бесчасткин С.Н., Бадамшин А.Р. Анализ эффективности применения боковых стволов при разработке кизеловского горизонта Мустафинского и Туймазинского месторождений НК «Башнефть»// Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: Межвузовский сборник научных трудов.- Уфа: УГНТУ, 2004.

10 Гуторов Ю.А., Хасаншин Р.Н. Результаты РИР в обсаженных скважинах с применением кремний-органических соединений в условиях нефтегазовых месторождений»// Научные проблемы Волго-Уральского нефтегазового региона: сборник трудов ОФ УГНТУ.-Уфа, 2000.

11 Гуторов Ю.А., Бандов В.П., Калташов С.А. Задачи и пути решения проблемы геолого-геофизического и петрофизического обеспечения повышения эффективности современных технологических процессов в нефтедобыче» // Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности: тезисы докладов Международного симпозиума.-Уфа, 8-11 июня, 1999.

УДК 622.278.001. ПРОБЛЕМЫ ЭФФЕКТИВНОГО ПРОМЫСЛОВОГО КОНТРОЛЯ РЕЖИМОВ ДОБЫЧИ В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ ПРИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ Ю.А.Гуторов, А.А.Шакиров (Филиал УГНТУ в г.Октябрьском, “Геоинформтехнология”) На протяжении длительной истории эксплуатации многопластовых объектов нефтегазовых месторождений на территории России никаких серьезных трудностей не возникало, хотя она велась, как правило, общим забоем, как по закачке, так и по отбору.

Однако с течением времени, по мере выработки основной доли активных, наиболее подвижных запасов нефти подобная система эксплуатации перестала себя оправдывать. Особенно сильно ее недостатки стали проявляться на завершающей стадии разработки, в которую вступило большинство месторождений нефти на территории России.

С другой стороны, основной причиной недостатков указанной схемы эксплуатации явилась существенная неоднородность многопластовых объектов по ФЕС, которая привела в течение длительной разработки общим забоем к их неравномерной выработке и как следствие - к снижению фактического суммарного КИН.

С другой стороны, существенное различие реологических свойств и химического состава нефтей, добываемых из отдельных продуктивных объектов, расположенных в разрезе эксплуатационных скважин, привело к запрету на их смешение из-за необходимости соблюдения введенных в последние годы стандартов качества на добываемую продукцию.

Все перечисленное поставило в последние годы перед нефтедобывающими предприятиями сложную техническую задачу по обеспечению одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) многопластовых объектов вскрытых общим забоем.

Впервые с этой проблемой столкнулись в 60-70 годах прошлого столетия нефтяники Азербайджана, которые нашли оригинальные способы ее решения [1,2] путем модернизации существующего глубиннонасосного оборудования.

Затем подобная технология ОРЭ была опробована на Арланском месторождении Башкирии [3] и нефтепромыслах Чечено-Ингушетии [4]. Надо отметить, что ОРЭ реализовалась в упомянутых регионах в основном при фонтанном режиме работы скважин. С переходом на механизированную добычу нефти техническая сложность реализации ОРЭ многопластовых объектов существенно возросла, что и привело к сворачиванию работ в этом направлении в те годы.

В современных условиях по вышеназванным причинам актуальность проблемы ОРЭ опять возросла и требует своего эффективного решения на базе современных достижений в области техники и технологии механизированной добычи нефти.

Так, в ОАО “Татнефть” уже начали применять разновидности установок для ОРЭ двух продуктивных объектов: одно- и двухлифтовые.

Однолифтовая установка содержит одну колонну НКТ, штанговый насос с дополнительным высасывающим клапаном, установленным на боковой поверхности цилиндра, и пакер, разделяющий объекты эксплуатации. При движении плунжера вверх в цилиндр сначала поступает продукция нижнего пласта через основной всасывающий клапан, а после прохождения плунжером бокового клапана – через него уже продукция верхнего пласта. При этом давление на приеме насоса от верхнего пласта должно быть выше, чем от нижнего, что обеспечивает закрытие основного всасывающего клапана. Если по условиям эксплуатации, наоборот, давление на приеме насоса от нижнего пласта будет выше, то установку собирают таким образом, чтобы всасывающий клапан был соединен с подпакерной зоной, а основной – сообщался с верхним пластом.

Двухлифтовая установка содержит две колонны НКТ, два штанговых насоса, пакер, разделяющий объекты эксплуатации, два станка – качалки и двуствольную устьевую арматуру с двумя сборными линиями для раздельного транспортирования продукции.

В НК ЗАО применяют для ОРЭ однорядную “Татойлгаз” установку с двумя последовательно (однолифтовую) (тандемом) расположенными винтовыми насосами, разделенными пакером, изолирующим два эксплуатационных объекта (верхний и нижний) друг от друга.

Оснащение скважин эксплуатируемыми в режиме ОРЭ двумя добывными установками (штанговыми либо винтовыми) влечет за собой значительные усложнения процесса регулирования режима их работы, в связи с возможными неконтролируемыми изменениями промысловых параметров объектов разработки.

Основными параметрами, необходимыми для регулирования режимов работы добывающих скважин, оборудованных установками для ОРЭ, являются дебит, обводненность продукции и забойное давление для каждого из эксплуатируемых объектов. Эти параметры необходимо контролировать в реальном масштабе времени с начала их пуска и в ходе всей последующей эксплуатации.

В двухлифтовой установке дебит и обводненность обоих объектов замеряются, как правило, на поверхности, а забойное давление против нижнего пласта, находящегося под пакером, не измеряется.

В однолифтовой установке прямым замером не измеряется ни один из промысловых параметров нижнего пласта.

Теоретически забойное давление может быть рассчитано по динамограмме. Для этого необходимо знание устьевого давления, площади поперечного сечения плунжера насоса и веса столба газожидкостной смеси. На величину нагрузок оказывают влияние: вес штанг в газожидкостной смеси, трение штанг, обусловленное механическими (при искривлении скважины), гидродинамическими (обусловленной вязкостью продукции), инерционными и вибрационными силами.

Забойное давление под пакером может быть рассчитано через динамический уровень верхнего пласта и на записи “ступеньку” динамограммы. В этом случае на точность расчета меньше влияют такие трудноопределимые факторы, как вязкостное и механическое трение.

Дебиты по пластам в установке для ОРЭ можно определить двумя путями:

а) определить сначала дебит верхнего пласта по восстановлению уровня в межтрубном пространстве, а затем нижнего – как разницу между общими дебитом верхнего пласта;

б) по динамограмме – определить общий дебит пропорционально величинам хода плунжера до “ступеньки” на записи и после нее.

Определить обводненность продукции каждого из пластов возможно следующим образом:

а) уменьшением хода штанг и спуском плунжера в крайнюю нижнюю точку добиться работы только одного нижнего пласта, при этом плунжер не должен подниматься выше бокового клапана, а уровень жидкости из верхнего пласта должен восстановиться до статического и не меняться. Замерив обводненность нижнего пласта по разнице показаний определить обводненность верхнего пласта;

б) если произошло существенное изменение общей обводненности продукции при подземных ремонтах, произвести раздельную эксплуатацию пластов;

в) по химическому составу добываемой воды. Зная химический состав вод каждого из пластов, можно по концентрации какого-то или нескольких ионов определить отношение объемов добываемых вод.

При значительной разнице плотностей вод возможна оценка соотношения их обводненностей по суммарной плотности.

Из приведенных вариантов способов оценки промысловых параметров, характеризующих режим эксплуатации объектов при ОРЭ, очевидно, что все они далеки от совершенства, малопроизводительны и, главное, не обеспечивают получение точных и достоверных данных в реальном масштабе времени.


В настоящее время известно, что наилучший контроль за разработкой нефтегазовых многопластовых скважин, оснащенных механизированным насосным оборудованием, осуществляется с помощью многоканальных геофизических зондов, работающих на каротажном кабеле либо на проволоке в автономном режиме.

Подобные устройства подробно описаны в различных публикациях, отражающих их основные конструктивные особенности.

Так, в случае кабельного или автономного исполнения подобные многоканальные зонды спускаются в зону исследований по межтрубью или подвешиваются ниже приема глубинных насосов на кабеле или проволоке в процессе их спуска с помощью НКТ на забой [5,6], откуда поступающая информация передается на поверхность по кабелю в реальном масштабе времени, либо запоминается на твердотельной памяти с последующим считыванием данных после подъема зонда вместе с НКТ на поверхность.

Для обеспечения идентичности установки подобных зондов на забое и снижения аварийности спускоподъемных операций по межтрубью добывное механизированное оборудование снабжается на забое специальными измерительными камерами, куда устанавливаются автономные геофизические зонды, спускаемые в зону исследований на проволоке по НКТ [7,8].

Общим недостатком всех подобных технических решений является невозможность с их помощью проводить измерения забойных параметров в реальном масштабе времени в подпакерном пространстве, когда два эксплуатационных объекта находящиеся в одновременно (пласта) раздельной эксплуатации, отделены друг от друга разделительным пакером.

В этом случае невозможен спуск геофизического зонда ни на кабеле, ни на проволоке, что ставит сложную техническую задачу разработки нового способа передачи информации с забоя в реальном масштабе времени по беспроводному каналу связи.

Наиболее близким техническим решением, позволяющим решить эту задачу, может служить устройство, описание которого приведено в [6].

Однако ему свойственны те же недостатки, которые характерны для устройств описанных в [7,8], а именно:

- невозможность доставки в подпакерное пространство;

- невозможность обеспечения передачи информации о забойных параметрах на дневную поверхность по беспроводному каналу связи.

Из всего вышесказанного следует вывод о том, что при ОРЭ проблема контроля забойных параметров нижнего пласта, отделенного от верхнего пласта межтрубным пакером в режиме реального времени, представляет собою сложную научно-техническую задачу и должна с очевидностью решаться на основе организации надежного беспроводного канала связи “забой-устье”, обеспечивающего передачу информации в реальном масштабе времени от забойных датчиков давления, расхода и влагосодержания на устье скважины.

Из различных широко известных разновидностей беспроводных каналов связи относительно хорошо изучены основные три разновидности, применяемые в обсаженных и необсаженных скважинах, в основном для контроля инклинометрических параметров при проводке скважин в процессе бурения [10].

- Акустический канал связи:

В качестве передающей среды используется обсадная колонна, которая выполняет роль своеобразного волновода. Исследования [11], проведенные в нашей стране и за рубежом, убедительно доказывают, что обсадную колонну в скважине можно использовать для передачи информации от забойных датчиков до устья скважины.

При рассмотрении обсадной колонны как акустического волновода с периодическими неоднородностями в виде муфтовых соединений и возбуждения в ней продольных и крутильных колебаний в диапазоне частот 0-6000 Гц были рассчитаны зоны “пропускания” и “запирания” для различных типоразмеров внутренних и внешних диаметров [12].

Проведенные расчеты и эксперименты показывают, что в качестве рабочего диапазона могут быть использованы упругие колебания поперечно винтового типа в диапазоне 0-250 Гц.

Существенным недостатком акустического канала связи является аномальное затухание упругих волн на муфтовых соединениях обсадной колонны, которое ограничивает его дальнодействие и вынуждает применять специальные ретрансляторы, располагаемые вдоль колонны через каждые 300-500 м, что, безусловно, усложняет процесс приемо-передачи полезной информации с забоя скважины.

- Гидравлический канал связи.

В качестве передающей среды используют скважинную жидкость, в которой возбуждают с помощью специальных преобразователей импульсы давления депрессионного либо репрессионного типов.

Скорость распространения упругих колебаний в жидкости определяется плотностью среды и модулем ее объемной упругости.

На поверхности упругие импульсы принимаются соответствующим пьезоэлектрическим приемником давления.

Информационный сигнал передается с забоя в закодированном виде путем регулирования амплитуды, частоты посылок и длительности гидравлических импульсов [13].

Существенными недостатками гидравлического канала связи являются с одной стороны – низкая скорость передачи информации ограниченная скоростью распространения упругих волн в жидкости ( м/сек), а с другой недостаточная помехозащищенность от – гидроимпульсных шумов, вызванных работой добывного оборудования.

Дальнодействие гидравлического канала также имеет значительные ограничения, определяемые содержанием газа в добываемой жидкости и степенью ее гомогонезации, которые соответственно оказывает сильное влияние на ее плотность и модуль объемной упругости.

- Электромагнитный канал связи.

В качестве передающей среды используется обсадная колонна, которая выполняет роль одного из проводов линии связи забоя с дневной поверхностью.

Исследования канала такого типа [11] показали, что расчет канала можно свести к расчету неоднородной длинной линии с распределенными параметрами.

Последний практически сводится к определению уровня полезного сигнала, который может быть зафиксирован на поверхности при соответствующих условиях его передачи с забоя и выделении его на фоне помех.

Величина сигнала на выходе канала определяется известной зависимостью [11]:

U C = U вх e L....... (1) где U вх - напряжение на входе линии передачи, В;

- коэффициент затухания сигнала в канале связи “забой-устье”, Нп/м;

L – глубина забоя, м.

Коэффициент затухания электрического сигнала в канале связи зависит от электрических характеристик материала труб (g), их диаметров (D), частоты передаваемого сигнала (f), средневзвешенного электрического сопротивления окружающей среды ( ) и может быть представлен следующей зависимостью [11]:

5,2 f 4 f = 10 3 + (2).....

D Изучение зависимости этого параметра от частоты передаваемого сигнала (f) для сред с различным средним удельным электрическим сопротивлением ( ) показало, что для сред с 15ом м, коэффициент затухания не превышает 4 Нп/км в диапазоне частот от нуля до 25-30 Гц.

С помощью теоретических и экспериментальных исследований было получено следующее выражение для определения дальнодействия беспроводного электромагнитного канала “забой-устье” с достаточной для практики точностью:

1/ A( f ) +4f] [ 4,7 10 3 r Pl 1 / )r } ] 1 / 2 ln{ L = 10 3 [ 1 / 2, (3) ( l + 0,5( )1 / l m Af c ln +4f r r где - средневзвешенное эл-ое сопротивление породы, Омм;

f - частота сигнала передачи, Гц;

r - радиус колонны обсадных труб, м;

l - длина разделителя нижней частоты колонны, м;

P – мощность забойного передатчика;

Вт;

А – коэффициент материала колонны (для стальных труб 2,6, для сплавных – 0,13);

m – уровень помех в полосе 1 Гц, мкВ/Гц;

С – пропускная способность канала связи, бит/с;

- коэффициент согласования забойного передатчика с нагрузкой.

Коэффициент, в свою очередь, легко определяется с помощью = выражения (4)........

1 1 rC2 ln C / 1+ + C + 2hf где - среднее удельное электрическое сопротивление разреза, Омм;

1 среднее удельное электрическое сопротивление пачки пластов, в которой находится нижний электрод, Омм;

h – длина изоляционной вставки C разделителя), м;

удельное электрическое (электрического сопротивление промывочной жидкости в скважине, Омм;

rC - радиус колонны, м.

Анализ полученных выражений (3,4) позволяет сделать вывод о том, что наиболее эффективными средствами повышения дальнодействия электромагнитного канала связи в обсаженных скважинах являются следующие мероприятия:

- снижение рабочей частоты информационного сигнала;

применение обсадных труб с улучшенными электрическими характеристиками;

- хорошее согласование забойного передатчика с нагрузкой засчет выбора места установки нижнего электрода против низкоомной пачки пласта;

- увеличение длины изоляционной вставки (разделителя) для нижнего электрода.

На основании анализа вышесказанных результатов, выполненных авторами экспериментальных и теоретических исследований, был сделан вывод о перспективности электромагнитного канала связи для его использования в целях обеспечения регистрации забойных параметров нефтедобывающего оборудования, расположенного в подпакерном пространстве при ОРЭ.

Для натурной проверки правильности и обоснованности сделанного авторами вывода был разработан опытно-методический образец автономного скважинного измерительного модуля (“АСИМ”), предназначенного для регистрации забойных параметров на приеме насоса, изолированного от верхнего интервала заколонным пакером, и передачи их значений на поверхность по беспроводному электромагнитному каналу связи в реальном масштабе времени. Подробно особенности конструкции и принцип действия данного устройства описан в работе [13].

В настоящее время в одной из нефтедобывающих компаний ОАО “Татнефть” проходят производственное опробование пять комплектов трех модификаций подобных устройств, оснащенных одно-, двух- и трехканальной системами регистрации забойных параметров.


При этом два комплекта одноканальных вариантов “АСИМ” проходят опробование с двухлифтовой системой ОРЭ скважин, оснащенной двумя станками – качалками, а три комплекта “АСИМ” (два – двухканальных, а один – трехканальный) с системой ОРЭ, оснащенной спаренными винтовыми насосами с верхним электроприводом.

Первые результаты опробования аппаратуры “АСИМ” показали ее хорошую работоспособность и надежность, особенно в условиях достаточно высокого уровня электрических помех, возникающих вблизи дневной поверхности от близко расположенного нефтепромыслового оборудования.

В ближайшей перспективе после завершения первого этапа опытно промышленного опробования аппаратуры “АСИМ” нефтедобывающая кампания планирует создать на ее основе корпоративную систему мониторинга разработки месторождения, включающую в свой состав систему автономных скважинных измерительных устройств, расположенных в подпакерном пространстве на приеме добывного оборудования, наземные средства приема и первичной обработки значений забойных параметров на отдельных объектах эксплуатации и телеметрическую сеть для сбора и передачи промысловых данных в диспетчерскую службу промысла для последующего их изучения и анализа, с целью принятия управляющих решений по оптимизации режимов работы добывного оборудования.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.

1 Оруджева Э. С., Троцкий В. Ф. К теории динамограмм глубиннонасосных установок для раздельной эксплуатации // Нефтяное хозяйство._ № 8.- 1966.

2 Оруджева Э. С., Прок И. Ю., Троцкий В. Ф. О методике распределения дебитов при раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине // Нефтяное хозяйство.- № 1.- 1967.

3 Вайсман А. М., Рассказов В А Некоторые вопросы одновременно раздельной эксплуатации двух продуктивных пачек в скважинах Арланского месторождения // Труды УФНИИ, 1966.-Вып.XIX.

4 Пилюцкий О. В., Жуков В. П. Раздельная эксплуатация двух нефтяных пластов в одной скважине.-Грозный:Чечено-Ингушское издательство, 1957.

5 Савич А.Д., Семенцов А.А. и др. Технология исследования действующих скважин программно-управляемой геофизической аппаратурой // НТВ «Каротажник», Тверь: АИС, 1999.- Вып.31.- С 68-75.

6 Белоус В. Б., Билинчук В.Ю. и др. Технология гидродинамических исследований эксплуатационных скважин механизированного фонда // НТВ «Каротажник».- Тверь: АИС, 2002.-Вып. 98.- С.51-57.

7 Осадчий В.М. Состояние и перспективы геофизических и гидродинамических исследований механизированных скважин, оборудованных штанговыми и электроцентробежными насосами в России // НТВ «Каротажник».- Тверь: АИС, 2004.-Вып. 123-124.- С.88-90.

8 Осадчий В.М. Новые технологические подходы к поведению гидродинамических исследований в механизированных скважинах, оборудованных ЭЦН и Газлифт и при одновременно-раздельной эксплуатации // НТВ «Каротажник».-Тверь: АИС, 2004.-Вып. 123-124. С.110-128.

9 Осадчий В.М., Леонтьев В. А. и др. Устройство для измерения внутрискважинных параметров. Пат РФ, № 2249108, Кл. 7Е21В47/00 от 11.09.2003.

10 Молчанов А. А., Лукъянов Э.Е., Ранин В. А. Геофизические исследования горизонтальных нефтегазовых скважин: учебное пособие – Спб.:МАНЭБ, 2001.- 289 с.

11 Грачев Ю. В., Варламов В. П. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. М.: Недра, 1968.- 328 с.

12 Исаакович М. А. Рассеяние звуковых волн на малых неоднородностях в волноводе // Акустический журнал.- 1957.- Т.3.- № 1.- с.

37-45.

13 Молчанов А. А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин.- М.: Недра, 1983.- 189 с.

14 Шакиров А. А. Автономный скважинный информационно измерительный модуль “АСИМ”// Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти.-Уфа: НПФ, Геофизика, 2005.-Вып. 2.- С.118-120.

УДК 622.276.65(470.41) О НЕКОТОРЫХ ОСОБЕННОСТЯХ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ МЕТОДОМ ТЕРМОИМПЛОЗИИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ А.Ю.Гуторов, Е.В.Воронова (НГДУ “Заинскнефть» ОАО «Татнефть», Филиал УГНТУ в г.Октябрьском) При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения происходит ухудшение геолого-физических условий выработки пластов, связанное с ухудшением свойств остаточных нефтей, кристаллизацией парафина и выпадением АСПО в пласте и призабойной зоне добывающих скважин [1].

Это приводит к необратимым изменениям проницаемости, продуктивности скважин, снижению темпов отбора и конечной нефтеотдачи.

Причем, все эти факторы, действуя в комплексе, суммарно снижают добывные возможности месторождений.

Акташская площадь Ново-Елховского нефтяного месторождения разрабатывается с применением систем поддержания пластового давления (ППД), поэтому перечисленные выше проблемы проявляют себя здесь в полной мере.

АСПО выделяются в призабойной зоне пласта при забойных давлениях ниже давления насыщения и температурах ниже температуры начала их кристаллизации. Для девонских пластов эта температура составляет 23- 25 0С.

Подбор скважин для термических технологий удаления АСПО в призабойной зоне пласта сводится к предварительному анализу температур в призабойной зоне и забойных давлений. При этом выбираются девонские скважины с забойным давлением ниже давления насыщения или забойной температурой ниже температуры кристаллизации [2].

Для повышения производительности добывающих скважин, работающих на терригенные коллектора девона Ново-Елховского нефтяного месторождения, в НГДУ “Заинскнефть” была опробована технология термоимплозионной обработки призабойной зоны с использованием термоисточника (ТИС- 1) [3].

При применении технологии использовалось термоимплозионное устройство, выполняющее одновременно термогазодинамическое и имплозионное воздействие на пласт. Выполнение работ по данной технологии заключалось в подготовке термоисточника, имплозионной камеры, их сборке, спуске устройства в скважину и воспламенении, которое осуществлялось от источника тока.

Выделяемые при сгорании газообразные продукты с температурой 2400…2600 0С с избыточным давлением 5- 50 МПа в скважине, проникают в виде потока газожидкостной смеси через фильтр в поры пласта.

Высокотемпературный поток с теплотой сгорания 4019 кДж/кг нагревает и смывает закупоривающие фильтр отложения, снижая их вязкость и адгезию.

Температура нагрева скважинной жидкости ограничивается температурой кипения и в условиях скважинного давления составляет: для воды 80…120 0С, а для нефтепродуктов 100…150 0С.

По окончании сгорания термоисточника производится спуск имплозионной камеры. Скважинная жидкость, содержащая частицы пластового флюида и механических примесей, под воздействием мгновенно созданного перепада давления, с высокой скоростью проникает в имплозионную камеру, восстанавливая коллекторские свойства призабойной зоны и повышая тем самым производительность скважины.

Обработка по технологии ТИС-1 была применена на нескольких объектах Ново-Елховского нефтяного месторождения, работающих на терригенные отложения девона.

Сводные данные о коллекторских и геолого-технологических параметрах обработанных объектов приведены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1- Изменение параметров работы скважин после обработки ТИС- В качестве основных параметров, характеризующих реакцию объектов обработки, были выбраны величины прироста(снижения) дебитов по нефти и обводненности после ТИС-1 и их продолжительность во времени.

Из данных, приведенных в таблице 1, следует, что по пяти из шести обработанных скважин получен эффект в виде устойчивого и продолжительного роста добычи нефти с одновременным снижением обводненности продукции. При этом средний прирост составил 2 т/сут по нефти, средняя продолжительность эффекта составила месяцев и технологическая эффективность метода составила 83 %.

Эффект не достигнут по одной скважине вследствие нарушения герметичности эксплуатационной колонны в интервале водоносного горизонта, выявленной после обработки.

В качестве коллекторских свойств, характеризующих реакцию объектов обработки, были выбраны величины прироста фильтрационных характеристик пластов: коэффициентов продуктивности, гидропроводности, пьезопроводности и проницаемости, определяемых по кривым восстановления уровня (КВУ) до и после обработок. В таблице 2 приведена их зависимость от коллекторских свойств пластов объектов обработки: коэффициентов начальной нефтенасыщенности(Кн), пористости(Кп) и проницаемости(Кпр.).

Анализ приведенных в таблице 2 данных показывает, что по четырем из шести обработанным скважинам получен эффект в виде прироста фильтрационных характеристик в среднем в 2 раза.

Таблица 2 - Геологическая характеристика скважин, обработанных ТИС- Анализ результатов применения термоимплозии выявил ряд факторов, накладывающих определенные ограничения при выборе объектов воздействия, учитывая которые можно существенно поднять ее эффективность. Например, было установлено, что наличие в перфорированных интервалах заглинизированных пропластков пород-коллекторов не приводит после термоимплозии к увеличению работающей мощности. Кроме того, сравнивая замеры профилей притока по объекту № 1 до и после обработки, которые приведены в таблице 3, видим, что в результате воздействия:

-из работы выключились ранее работающие интервалы пласта;

работе подключилась незначительная часть перфорированной -к мощности пласта, ранее не работающая;

-произошло уменьшение работающей мощности пласта с 1,7м до 1,4м.

По-видимому, поровое пространство коллектора в некоторых случаях подвергается интенсивной кальмотации продуктами сгорания порохового заряда, что может отрицательно повлиять на механизм извлечения нефти.

Из проведенных обработок неэффективной оказалась одна, где в результате воздействия оказалась нарушена герметичность эксплуатационной колонны. Негерметичность выявлена методами промысловой геофизики, что подтверждается изменением удельного веса попутно добываемой воды, и установлена напротив интервала водоносного горизонта. Данная скважина была закончена бурением 18 лет назад. В результате длительного воздействия минерализованных пластовых вод цементный камень подвергся их агрессивному воздействию и в нем появились нарушения сплошности [1]. В результате этого наружняя стенка эксплуатационной колонны подверглась процессу интенсивной коррозии.

Таблица 3 - Результаты замеров профиля притока до и после обработки по объекту № 1 (с разбивкой интервала перфорации по коллекторским свойствам) Поскольку в процессе обработки ТИС-1 обсадные трубы испытывают аномальное воздействие таких факторов, как высокое давление и высокая температура, то это и явилось причиной потери герметичности обсадной колонны.

К недостаткам воздействия ТИС-1 относятся также разрушение скелета породы в призабойной зоне пласта и вынос его составляющих скважину, что явилось причиной проведения повторных работ на двух скважинах через 2- месяца после обработок из- за засорения клапанов штанговых насосов.

Поскольку возраст каждой из этих скважин составляет более тридцати лет, то с течением времени происходит ухудшение структуры и прочности цементного камня в зоне фильтра, приводящее после ударного высокотемпературного воздействия к его окончательному разрушению. При создании депрессий на забое после пуска скважины в работу процесс выноса частиц потерявшего свою структуру цементного камня может продолжаться длительное время.

Выводы и рекомендации Анализ результатов применения термоимплозии показал, что эта технология обладает дополнительными резервами, которые в случае их использования могут существенно поднять ее эффективность.

1 Применение технологии ТИС-1 для повышения продуктивности терригенных коллекторов девона Ново-Елховского нефтяного месторождения при относительно невысокой обводненности добываемой продукции дает положительный промысловый эффект при выполнении ряда ограничивающих условий, главными из которых являются, с одной стороны, конкретные коллекторские свойства обрабатываемых пластов, а с другой- возраст скважины и техническое состояние эксплуатационной колонны и изолирующая способность цементного камня.

Термоимплозионная обработка обеспечивает повышение фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин - коэффициентов:

продуктивности, пьезопрводности, гидропроводности, проницаемости, по крайней мере в 2 раза при ограничении выбора объектов воздействия следующими коллекторскими характеристиками пластов: по Кн- от 75 % и выше ;

по Кп- от 20 до 24 % ;

по Кпрон.- от 0,562 мкм2 и выше ;

по Кглин. менее 2 %.

3 Сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть качественным без каверн и трещин и определяться при подготовке ствола скважины по результатам геофизических исследований(ГИС): АКЦ, СГДТ, ЭМДС, микрокаверномер в интервале 15- 20 м выше и ниже обрабатываемого пласта.

4 Расстояние от нижних перфорационных отверстий фильтра до кровли водоносного интервала должно быть не менее 5 метров.

5 Пластовое текущее давление не ниже 70 % от начального.

6 После проведения воздействия для удаления продуктов горения и разрушения цементного кольца из призабойной зоны целесообразно провести кислотную обработку с последующим освоением скважины свабированием.

Выбор объектов для обработки ТИС-1 согласно их коллекторским и геологическим особенностям в соответствии с вышеуказанными критериями обеспечивает получение максимального по величине и продолжительности прироста дебита по нефти без существенного влияния на межремонтный период работы насосного оборудования.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл.

4- й Международной конференции. Под редакцией Д.Г.Антониади. –Анапа, 2004./ Нефтяная компания “Роснефть”.- Краснодар: Издательство “Эдви”, 2004.- 600с.

2 Р.Г.Галеев. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.- М.: КубК-а, 1997.- 352с.

3 Термогазогенератор импульсный скважинный модификации ТИС- 1.

Временная инструкция по эксплуатации. Октябрьский: НТО ВУГЭЦ, 2000.- 8с.

УДК: 622.276.(470.41) ОСОБЕННОСТИ ВЫРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ А.Ю.Гуторов, Г.Н.Шариков, И.З.Чупикова (НГДУ «Заинскнефть» ОАО «Татнефть») В современных условиях сохранение высоких темпов развития нефтяной отрасли и достижение больших объемов добычи нефти требуют не только открытия новых месторождений, но и соответствующего компенсирования естественного падения добычи.

Одним из резервов сохранения достигнутых уровней добычи является повышение степени извлечения нефти из пластов, которое может быть получено за счет совершенствования систем разработки нефтяных месторождений, увеличения коэффициента нефтеотдачи и других геолого технических мероприятий [2].

Нефтяникам Татарстана, как и Российской Федерации, в целом в условиях экономики переходного периода все в большей и большей мере приходится работать с запасами нефти, преобладающую долю которых составляют трудноизвлекаемые на фоне большой обводненности продукции крупных месторождений и снижении среднего дебита скважин [7]. Об этом убедительно говорят технологические показатели разработки шести наиболее крупных месторождений Татарстана: Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского, Сабанчинского, Первомайского и Бондюженского, где сосредоточены 60% остаточных запасов нефти Республики. При этом обводненность продукции, характеризующая в определенной степени выработанность запасов, колеблется от 60% до 90% и в среднем составляет 84%. Необходимо отметить, что по уровню ежегодной добычи АО «Татнефть»

входит в пятерку крупнейших нефтегазовых компаний России, по величине среднего дебита – в первую десятку, а по обводненности продукции занимает третью позицию.

Чрезвычайно жесткие экономические условия функционирования нефтедобывающих предприятий в регионах с устойчиво подающей добычей нефти требуют проведения комплексных мероприятий по следующим наиболее эффективным направлениям, а именно: решения сложной технологической проблемы – освоения запасов трудноизвлекаемой нефти, четкого определения приоретерных направлений производственно экономической деятельности предприятий, снижения непроизводительных на всех этапах производства затрат, использование в своей деятельности эффективных технологий обеспеченных существующим налоговым стимулированием, системный подход к совершенствованию технологии разработки нефтяных месторождений, с учетом конкретных геолого технических условий.

Отметим, что еще в 1977 году объединение «Татнефть» вступило в стадию падающей добычи, обусловленную предшествующим интенсивным отбором значительной части запасов, крупнейших не только в республике, но и в стране Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского месторождений, и вытекающей отсюда, как следствие, необходимости освоения и разработки менее крупных и мелких нефтяных месторождений с преобладающими трудноизвлекаемыми запасами, а также в значительной степени – вследствие возникновения сложных экономических условий функционирования.

В этих условиях основным резервом добычи нефти в данном регионе, как и во многих других нефтедобывающих регионах России, являются трудноизвлекаемые запасы [5]. В Татарстане к трудноизвлекаемым относят запасы, приуроченные к малопроницаемым заглинизированным коллекторам (с глинистостью более 2%), сложнопостроенным карбонатным коллекторам, а также запасы высоковязкой нефти и водонефтяных зон. Доля их непрерывно растет и в настоящее время уже превышает 80% объема установленных геологических запасов.

Одновременно при эксплуатации месторождений возникают сложные проблемы как технологического, так и технического характера, являющиеся следствием особенностей предшествующего периода разработки [2].

Основным из них являются следующие:

1 Длительная эксплуатация скважин на всех крупных месторождениях с применением интенсивных систем разработки, сопровождаемая закачкой больших объемов агрессивных сточных вод, привела к преждевременному физическому износу их конструкции;

2 При разработке крупных месторождений, содержащих неоднородный расчлененный объект единой системой скважин с применением различных методов заводнения не все пласты принимают воду и поэтому не обеспечивается полный охват многопластового продуктивного горизонта заводнением. В результате не вовлекаются в активную разработку значительные запасы нефти.

Если в начальный период разработки такое положение не оказывает существенного влияния на динамику добычи нефти, то на поздней стадии отрицательное влияние этого фактора резко возрастает. В этом случае для замедления темпов падения добычи нефти и обеспечения проектной нефтеотдачи необходимо вовлечь в активную разработку все пласты эксплуатационного объекта. В условиях вертикального зонального неоднородного объекта эту задачу можно решить только путем организации самостоятельного избирательного заводнения на каждый отдельный пласт, составляющий объект разработки.

Поэтому в поздний период разработки многократно возрастает роль водоизоляционных работ, предотвращающих разноскоростную выработку неоднородных пластов эксплуатационного объекта. Решающим условием обеспечения высокой нефтеотдачи в этих условиях является избирательное отключение из разработки высокопроницаемых обводненных пластов и дальнейшее использование этих скважин для эксплуатации невыработанных низкопроницаемых объектов. В основном эта проблема нефтяниками Татарии к настоящему времени практически решена. Сегодня не представляет особенно большой трудности изолировать отдельный обводненный пласт независимо от его положения в продуктивном разрезе скважин при наличии достаточной перемычки между соседними пропластками [2].



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.