Библиотека, читать онлайн, скачать книги txt

БОЛЬШАЯ БИБЛИОТЕКА

МЕЧТА ЛЮБОГО


Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh

Электронная библиотека АГНИ Материалы научной сессии ученых по итогам 2010 года - Альметьевск, Типография АГНИ, 2011. Материалы научной сессии ученых. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2011. Редакционная коллегия: Емекеев Сборник материалов научной сессии ученых по итогам 2010 года посвящен 55-летию высшего нефтегазового образования в Республике Татарстан, берущего начало от открытия в Альметьевске учебно-консультационного пункта заочного факультета МИНХ и ГП им. Важным этапом формирования нефтегазового образования явилось основание в 1991 году Альметьевского нефтяного института с 2003 года Альметьевский гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh нефтяной институт. Сборник содержит труды преподавателей и аспирантов по актуальным проблемам совершенствования технологии строительства скважин, геологии и разработки нефтегазовых месторождений, гидродинамики и термодинамики, нефтепромыслового оборудования, информационных технологий, социально-экономической сферы, педагогики высшего образования, естественных наук, антикоррупционной политики. В условиях ухудшения структуры запасов углеводородов все более актуальной становится задача вовлечения в разработку месторождений тяжелых высоковязких нефтей ТВВН и природных битумов ПБ. ТВВН и ПБ относятся к категории трудноизвлекаемого углеводородного сырья, они отличаются от обычных легких нефтей повышенной вязкостью в естественных условиях и многокомпонентным составом. Традиционные методы нефтеизвлечения часто оказываются неэффективными или в ряде случаев неприемлемыми для добычи отмеченных запасов углеводородного сырья. Между тем, к настоящему времени в мире накоплен определенный опыт в решении проблемы освоения запасов тяжелой нефти и природных битумов. Как известно, их добывают с помощью открытой карьернойшахтной и скважинной разработки. В связи с необходимостью анализа и выбора наиболее рациональных технологий извлечения тяжелых углеводородов рассмотрим их классификацию. По способам извлечения нефти все существующие методы разработки можно принципиально разделить на две большие группы: очистные и условно дренажные 1. В первом случае производится выемка на поверхность из недр нефтебитумосодержащих пород и последующее отделение углеводородов в заводских условиях. Во втором - извлечение нефти из пласта проводится путем его дренирования без выемки пород на поверхность. Очистная выемка имеет место как при открытой, так и при шахтной и скважинной добыче нефти. При этом может производиться комплексная разработка нефтяных пластов, когда наряду с нефтью извлекаются сопутствующие полезные ископаемые и сами нефтесодержащие породы, которые также используются в народном хозяйстве строительство, дорожные работы и т. Дренажные методы разработки, в свою очередь, бывают шахтными шахтно-дренажные и скважинными. К первым относятся и термошахтные методы. Для легких нефтей предпочтение отдается скважинному способу, как наименее затратному и более приемлемому экологически. Для тяжелых нефтей и природных битумов могут использоваться как шахтно-дренажные термошахтныетак и скважинные методы разработки. При открытом или карьерном способе добыча полезных ископаемых углеводородов осуществляется с земной поверхности. Из извлеченной породы экстрагируют битум растворителем, горячей водой с добавкой эмульгирующих составов. Открытые разработки полезных ископаемых являются наиболее древними, еще в 6-ом тысячелетии до н. Вместе с тем, этот метод не потерял своего значения и до настоящего времени. Карьерный метод сегодня эффективно используется в Канаде при разработке приповерхностных залежей нефтеносных песков месторождения Атабаска провинция Альберта. Извлеченные нефтеносные пески обрабатываются для выделения из них битума. Для добычи одного кубического метра нефти извлекаются и обрабатываются четыре тонны нефтеносных песков. Открытые методы разработки на месторождении Атабаска считаются рентабельными при величине коффицента вскрытия2 не превышающем 2,5-3,5 и глубине залегания не более 45-60 м. Карьерные методы характеризуются максимальным использованием запасов. При этом можно непосредственно наблюдать ход процесса разработки, начиная от добычи битумонасыщенных пород и кончая выходом нефтепродукта, и своевременно вносить необходимые коррективы. Применение их технологий зависит в значительной степени от гидрогеологических условий проектируемого карьера, глубины залегания, объема вскрышных пород и климатических особенностей. Ограничения в карьерной разработке нефтебитумных месторождений связаны также с водоносностью вскрываемых толщ горных пород. Необходимо также иметь в виду, что применение карьерного способа сопряжено со значительным воздействием на окружающую среду, что требует: во-первых, комплексного подхода к освоению, а во-вторых, проведения мер по охране окружающей среды. Более 30 лет нефтедобычи на Атабаске оставили за собой 7000 га отработанных карьеров, рекультивация которых проведена лишь на 10 % территории, где посажено 3,5 млн. Серьезно затруднена миграция канадских гусей. Методы шахтной добычи позволяют в значительно большей степени, чем скважинные способы использовать запасы углеводородного сырья. В отличие от карьерного, применение шахтного метода меньше зависит от климатических условий и не требует таких больших затрат для охраны окружающей среды. Однако шахтная разработка применима лишь в определенных горно-геологических условиях. Глубины шахт теоретически могут быть разными, однако на практике они не превышают 150-300 м. Минимально допустимая толщина продуктивного пласта составляет от 4-х на Ярегском месторождении гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh 5-ти метров. Шахтным способом добывалась нефть на месторождениях Пешельбронн ФранцияВитце ГерманияСарата Монтероу РумынияХигашаяма Япония. Коэффицент извлечения нефти КИН достигал 0,6-0,8. Разрабатывались высоковязкие нефти, мальты, а также облегченные нефти. Шахтный очистной способ, имеет существенно более высокий коэффициент нефтеизвлечения по сравнению со скважинными гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh дренажными системами шахтной добычи. Для последних он является как бы следующим, вторым этапом. Однако очистная выемка пород сопряжена с большими капитальными и эксплуатационными затратами, поэтому экономически эффективной она является для пластов, содержащих попутные редкие металлы имеющих толщины не менее 5-10 метров. К числу очистных скважинных методов разработки нефтяных месторождений относится скважинная гидродобыча СГД - относительно новый способ горнодобывающей промышленности. Сущность его заключается в приведении полезного ископаемого на месте его залегания в подвижное состояние путем гидромеханического воздействия и выдачи полученной гидросмеси пульпы на поверхность. Скважинная гидродобыча наиболее эффективна для разработки месторождений рыхлых пород, таких как битумоносные песчаники с битумонасыщенностью более 6 мас. В технологии СГД разрушение залежи битумоносных песчаников, подъем пульпы на дневную поверхность и дальнейшее транспортирование ее до гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh установки осуществляется с помощью воды. Управление процессом добычи произволится с поверхности регулированием расхода и давления воды, закачиваемой в скважину, а также выдачи полезного ископаемого. Все это позволяет практически полностью автоматизировать производственные процессы добычи углеводородов, обеспечить безопасные, комфортные условия труда и высокие технико-экономические показатели производства. В 70-80 - х годах ХХ века фирма California Tar Sands предлагала СГД для разработки битумоносных песчаников Канады как при больших глубинах их залегания, когда нельзя применять открытый метод добычи, так и при малых глубинах, когда неэффективна паротепловая обработка из-за усиливающейся миграции пара на поверхность. Метод был успешно опробован на месторождении Чеврон в США, где за 70 часов было добыто 1000 т битумоносного песчаника со средней скоростью 14 тч. СГД в отличие от тепловых методов не требует больших инвестиций на обустройство и обеспечивает незначительность эксплуатационных расходов. Данный метод требует высокой плотности эксплуатационных скважин, а также утилизации или промышленного использования большого количества песка с остатками пластовых флюидов поступающего при добыче на поверхность. Разновидностью шахтно-скважинного способа является термошахтный метод, имеющий более высокий КИН до 50 %при котором используется паротепловое воздействие на пласт. При разработке тяжелых нефтей Ярегского месторождения Коми были созданы различные гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh этого метода, отличающиеся друг от друга геометрией расположения нагнетательных и добывающих скважин и объемами проходки горных выработок: двухгоризонтная, одногоризонтная, двухярусная, панельная. Первая из них является основной системой термошахтной разработки. В ней создаются две системы горных выработок, одна из которых расположена под продуктивным пластом и состоит из полевых штреков, имеющих площадное расположение, другая - добывающая галерея, находится в нижней части продуктивного пласта или под ним. В полевых штреках сооружаются буровые камеры, из которых проводятся кусты нагнетательных вертикальных и крутонаклонных скважин. Из нижней галереи бурятся пологовосстающие добывающие скважины. Описанная система позволяет достичь наиболее равномерного охвата пласта тепловым воздействием. Однако она является достаточно затратной, поскольку требует большого объема горных выработок Известна также подземно-поверхностная система, при которой нагнетание пара в пласт ведется через скважины, пробуренные с поверхности, что позволяет закачивать пар предельно допустимых параметров и уменьшает опасность работ и тепловыделение в горные выработки. Отсутствие подземных паропроводов позволяет уменьшить сечение горных выработок и сократить затраты. Необходимость бурения большого количества поверхностных скважин относится к недостаткам описанной системы, но это компенсируется сокращением общего бурения подземных скважин и увеличением темпа гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh. Термошахтный метод в промышленном масштабе используется лишь на Ярегском месторождении тяжелых нефтей, особенностью которой является присутствие гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh руды. Опытные шахты существуют в Канаде месторождение Атабаска и в США месторождение тяжелых нефтей Керн-Ривер. Скважинные способы добычи тяжелых нефтей и природных битумов нашли наибольшее применение в мире. При этом на естественных режимах из пластов можно извлечь 3-8 %, в лучшем случае до 15 % запасов ТН в зависимости от их вязкости и условий залегания пластов. Подавляющее число активно осуществляемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и природных битумов связано с тепловыми методами воздействия на пласт. Причем эти методы рассматриваются как первичные. Подогрев тяжелых нефтей и природных битумов - надежный и почти единственный, практически применяемый способ снижения вязкости до восстановления их текучески. Внутрипластовое горение ВГ - осуществляется частичным сжиганием до 15 % нефти ее тяжелых компонентов. Очаг горения, который инициируется различными глубинными устройствами, продвигается по пласту за счет подачи в него окислителя воздуха. В зоне горения температура достигает 500-700 0С. Под действием высокой температуры вязкость нефти уменьшается, происходит термический крекинг, выпаривание легких фракций и пластовой воды. Нефть из пласта вытесняется образовавшимися продуктами горения и закачиваемым воздухом. Различаются следующие разновидности горения: сухое внутрипластовое горение СВГ ; влажное внутрипластовое горение ВВГ ; сверхвлажное внутрипластовое горение СВВГ. Во втором случае вместе с воздухом в пласт добавляется в определенном отношении вода, которая контактируя с нагретой породой, испаряется. Пар, извлекаемый потоком воздуха, переносит тепло в область впереди фронта горения. ВВГ позволяет интенсифицировать разработку месторождений с высоковязкими нефтями и увеличить нефтеизвлечение. Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh третьем случае вместе с окислителем в нагнетательную скважину закачивается такое количество свободной воды, при котором не вся она превращается в пар. Зона перегретого пара исчезает, и температура в зоне реакции существенно снижается. По существу СВВГ осуществляется в сочетании с заводнением. Для ВВГ и СВВГ определяющим параметром является водо-воздушный фактор ВВФ - отношение объемов закачиваемых в пласт воды и воздуха. Вместе с тем, имея высокий коэффициент нефтеизвлечения до 60 % этот гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh разработки не получил гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh распространения. К его недостаткам относятся: - значительные затраты на создание и поддержание системы горения, существенно повышающие себестоимость добываемой продукции; - трудная управляемость и регулируемость процесса, не обеспечение полноты охвата пласта воздействием и высоких, устойчивых дебитов; - ухудшение экологической обстановки, ввиду возможного образования диоксидов серы, сероводорода и др. Так, по данным ВНИИГРИ в результате применения способа ВВГ происходит безвозвратная потеря металлов в добываемой нефти, составляющая для ванадия в среднем 36,3 % от извлекаемых запасов в зонах интенсивного воздействия до 70-75 %. Эти потери усугубляются еще тем, что сгорает 10-40 кг нефти на 1м3 пласта. Таким образом, для месторождений нефти, имеющих промышленное содержание металлических компонентов, применение метода ВГ затруднено. Тем не менее, с появлением новых технологий мониторинга и контроля разработки пластов, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh так же строительства скважин интерес к процессу внутрипластового горения очевидно будет расти. При нагнетании в пласт теплоносителей происходит неизотермическое вытеснение нефти. В качестве теплоносителей используются водяной пар, парогазовая смесь, горячая вода или полимерный раствор. Паротепловой метод воздействия на пласты в отличие от внутрипластового горения является более щадящим к извлекаемой нефти и битумам. Пар, как гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh агент по сравнению с горячей водой обладает большим теплосодержанием, благодаря скрытой теплоте парообразования. Кроме того, пар обладает более высокими нефтевытесняющими свойствами. Традиционный способ паротеплового воздействия ПТВ гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh пласт нефти или битума представляет собой закачку расчетного объема теплоносителя через нагнетательные скважины, создание тепловой оторочки и последующее её продвижение ненагретой водой по пласту в сторону добывающих скважин. Продуктивный пласт в процессе нагнетания пара нагревается в первую очередь за счет использования скрытой теплоты парообразования. Распространяясь по поровому пространству пар конденсируется. В дальнейшем нагрев пласта происходит уже за счет использования теплоты горячего конденсата. В результате чего последний охлаждается до начальной температуры пласта. Опытные работы по закачке пара не всегда дают положительные результаты, так как разогретый битум, перемещаясь в холодную зону, остывает и закупоривает поры коллектора, что приводит к резкому повышению гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh и снижению приемистости скважин. Одним из способов решения данной проблемы является нагнетание пара в подстилающий водоносный пласт. Такой метод был реализован при разработке месторождений Слокум и Пас Ривер. В тех случаях, когда нагнетание пара неприемлемо если в пласте присутствует глина, разбухающая в гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh воде, или при разработке глубокозалегающих пластов, когда теплоноситель должен подаваться под большим давлениемрекомендуется процесс термозаводнения сточной водой. В качестве одного из разновидностей метода ВГВ в США предлагается осуществлять закачку геотермальных флюидов горячей воды из глубокозалегающих гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh под высоким гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh в пласт тяжелой нефти. Эта технология предполагает быть сравнительно чистой в экологическом плане. На месторождениях тяжелой нефти Удмуртии были реализованы эффективные паротепловые технологии добычи тяжелой нефти из карбонатных коллекторов. Сущность метода импульсно-дозированного воздействия ИДТВ на пласт заключается в попеременном вводе в него теплоносителя и холодной воды в строго расчетных пропорциях из условия создания в пласте, так называемой, «эффективной температуры» - выше которой дальнейшее снижение вязкости нефти происходит незначительно. Преимуществом ИДТВ над способами ПТВ и ВГВ является то, что при многократных повторах циклов «пар - горячая вода» активизируется вытеснение нефти из поровых блоков трещиновато-порового пласта, что приводит к увеличению нефтеизвлечения, а также энергосбережению. Вариантом вышеописанного является технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами ИДТВ В периоды закачки холодной воды там предусмотрены кратковременные остановки. Они предназначены для периодического создания в пласте резких перепадов давления между системами трещин и блоков с гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh нарушения установившихся потоков флюидов и вовлечения в активную разработку низкопроницаемых зон, что повышает охват коллекторов вытеснением и, как следствие, нефтеизвлечение. Единый процесс комплексного теплового воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин представляет технология теплоциклического воздействия на пласт ТЦВП. В ней для увеличения охвата пласта воздействием закачка теплоносителя в паронагнетательную скважину, расположенную в центре 7-ми точечного элемента скважин ведется постоянно в режиме ИДТВ Па скважины, находящиеся по периферии, в каждом цикле теплового воздействия попеременно используются в качестве нагнетательных и добывающих. При этом достигается высокий тепловой и гидродинамический охват элемента пласта, что и определяет эффективность гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh. Представляет интерес метод термополимерного воздействия ТПВв которой на первом этапе производится закачка в пласт нагретого до 80-90 0С горячего полимерного раствора для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. На втором этапе оторочка полимерного раствора продвигается вглубь пласта обычной необработанной холодной водой. Технология гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh внутрипластового полимерно-термического воздействия ЦВПТВ является разновидностью последнего метода. Одной из самых эффективных тепловых технологий для добычи тяжелой нефти и природных битумов является парогравитационный дренаж SAGD. Этот метод, разработанный в Канаде, активно используется и в других странах, в том числе и в РФ Татарстан. Метод требует ьурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой в нефтебитумонасыщенном пласте вблизи его подошвы. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания в пласт пара и гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh высокотемпературной паровой камеры, нижняя гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh для извлечения углеводородов. На первом этапе процесса обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами путем осуществления в них циркуляции пара. На основной стадии пар закачивается в нагнетательную скважину. Из-за разности плотностей он пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся со временем в размерах паровую камеру. На ее поверхности с холодной нефте- или битумонасыщенной внешней средой постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и под действием силы тяжести вместе с разогретой нефтью битумом стекает вниз к добывающей скважине. Паровая камера растет вверх, пока не гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh кровли пласта, а затем начинает расширяться в стороны. Нефть или битум при этом всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Электропрогрев пласта рассматривается не как самостоятельный метод, а как предварительная операция, предшествующая закачке в пласт теплоносителя или для создания очага горения с целью снижения вязкости нефти. Обычно метод электрического подогрева тяжелой нефти в пласте применяется одновременно с закачкой в него соленой воды. Электропрогрев целесообразно применять в тех условиях, когда особенно строги требования к охране атмосферного воздуха. В конце 70-х годов ХХ века в США штат Юта были начаты гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh по электромагнитному низкочастотному прогреву пласта, применительно к извлечению тяжелых сланцев. Эта технология имеет ряд преимуществ, в том числе, отсутствие ограничения по глубине коллектора, широкому пределу применения по вязкости нефти и диапазону изменения геологических характеристик, а также экологическую чистоту. В США предложена сравнительно дешевая и эффективная технология извлечения тяжелых нефтей, названная «влажным окислением». В ее основе лежит принцип, согласно которому любое смоченное водой топливо может гореть в беспламенном режиме при определенном давлении и при наличии в воде растворенного кислорода. Кислород вступает в реакцию с топливом через жидкую фазу, выделяя при этом значительное количество тепла. Этот процесс отличается от существующих принципов генерации пара на поверхности своей высокой экономичностью и не имеет ограничений с точки зрения экологической безопасности, т. Указанный метод может найти применение при разработке месторождений тяжелых гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, расположенных в зоне вечной мерзлоты, где закачка пара с поверхности связана с огромными затратами даже при применении термоизолированных труб. Таким образом, с помощью тепловых методов, ситуация с разработкой тяжелых нефтей и природных битумов может быть существенно изменена. В Калифорнии, например, за счет тепловых методов нефтеизвлечение на ряде крупных месторождений уже превысило 50 %, что является в высшей степени эффективным даже для легких нефтей. Между тем следует отметить, что в ряде случаев традиционные тепловые методы, несмотря на их перспективность, не гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh найти широкого применения в силу целого ряда экономических, технико-экономических и экологических причин. Так, тяжелые нефти и природные битумы в северных регионах России и Канады обладают уникальными свойствами, делающими их важным источником гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh ценных продуктов например, низкотемпературных арктических масел. Применение традиционных тепловых методов может необратимо повлиять на ухудшение качества нефти. Лабораторные исследования и промысловые испытания в Канаде, США, Венесуэле, Германии, КНР показали принципиальную возможность извлечения тяжелых нефтей с помощью нетепловых технологий, в частности, полимерного и щелочного заводнений, газовых и комбинированных методов. Они не получили широкого распространения из-за ограничения по максимальным значениям вязкости нефти и низким темпам разработки. Проведенный анализ показывает широкую гамму методов разработки тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов. Выбор того или иного метода должен быть обусловлен целым рядом требований технико-технологического, экономического и экологического характера. При этом вопрос следует ставить шире, чем просто извлечение тяжелых углеводородов. Необходимо решать задачи комплексного использования природных богатств и социально-экономического развития регионов добычи. Особенности освоения месторождений тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов Восточно-Европейской платформы Термошахтная разработка нефтяных гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh. Технологические основы рудничной разработки и комплексной переработки битумоносных пород. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. ООО «Ленгазпром»Файзуллин Одним из перспективных направлений развития термических методов добычи битумов является совершенствование скважинного теплового метода, включающее в себя детальное определение теплофизических, петрографических свойств коллекторов, гидрогеологические и тектонические условия строения залежей. Разработка теплофизической модели тепломассопереноса в предварительно осушенном битумном пласте, что позволяет численно определить радиус и скорость разогрева битума. Разработка адаптированного к конкретным геолого-техническим условиям комплекса технологических решений для эффективного освоения скважин, основанных на совокупности тепловых свойств коллектора, петрографического состава и особенностей гидрогеологического и тектонического строения залежи. В Татарстане залегают два морфогенетических типов битумных залежей. Вытянутой линзовидной формы изометрической формы. Разработан эффективный способ освоения битумных залежей изометрической формы. Способ представляет законченную технологию бурения специальных теплонагнетательных скважин кольцевого профиля и бурения вертикальной дренажно- добычной скважины. Теплофизическая модель освоения состоит из двух разных процессов. Тепломассоперенос за счет вынужденной конвекции из теплонагнетательной скважины кольцевого профиля. Поршневое вытеснение битума и гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh нефти перегретым паром высокого давления от переферии залежи к добычной скважине. Кольцевой профиль теплонагнетательной скважины позволяет увеличить скорость продвижения теплоносителя и снижение величины теплопотерь до 60% за счет встречных теплопотоков внутри кольца см. Тепловой поток стремится центру круга и добывающей скважине. С продвижением потока к центру он стремится к увеличению плотности, поскольку h- коэффициент теплоотдачи по всей площади круга существенно не меняется, есть вполне вероятное допущение. Разность Tf-Ts стремится к увеличению, следовательно гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh увеличению плотности потока, что прямо пропорционально уменьшению радиусу круга и длины дуги каждого сектора. Вертикальной дисперсией теплопотерь можно пренебречь поскольку деформация потока идет по напластованию песчаника т. Кроме того, в кровле битумного пласта залегают лингуловые глины с самыми малыми величинами теплопроводности, которые являются экраном тепловому фронту. При гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh вытеснении нефти или битума паром влияние температуры на движение фронта гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh заключается: - предельное снижение вязкости изменение подвижности битума и конденсированной воды с возможно минимальными затратами тепла При вытеснении нефти водяным паром гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh стремится к продвижению в верхних областях пласта. Область, занятая паром расширяется, оставляя внутри пласта малое количество нефти - битума. Такой процесс иногда называется «паровым поршнем». Технология строительства добычного элемента. В центре круга см. Установлено, что теплопроводность пластовой воды на порядок больше чем у битума. При откачке водобитумной смеси вода t-7-8 град. Бурение специальной дренажной скважины с последующим обезвоживанием пласта созданием воронки депрессии радиусом равным или более радиусу изометрической залежи позволит разогреть битумный пласт с наибольшей скоростью и с наименьшими теплозатратами. Станет возможным применить для и битума нанотехнологий, чего невозможно гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh в присутствии напорных вод. В исследовании представляющей собой законченную технологическую разработку по освоению залежей ПБ в РТ состоит из следующих этапов: 1 Бурение кольцевой теплонагнетательной скважины или нескольких кольцевых скважин правая часть рисунка. Осушение битумной залежи ниже подошвы битумного гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh путем создания депрессионной воронки необходимого размера и площади. Наукой доказано и практикой подтверждено, что в условиях происходящих в стране серьезных институциональных изменений совершенствование менеджмента на всех уровнях и, в первую очередь, корпоративного управления, стало одним из решающих факторов социально-экономического развития каждого региона, всей России. Обоснованная организация корпоративного управления способствует повышению конкурентоспособности любой компании, эффективному использованию капитала и росту на этой основе благосостояния акционеров. Исследования показали, что уровень корпоративного управления в России пока ещё оставляет желать много лучшего. Одна из причин этого -характерные признаки Российского акционерного капитала, сложившегося в результате распределения мелких пакетов акций приватизированных предприятий среди большого числа акционеров - физических лиц. Другой отличительной чертой российских акционерных обществ является наличие специфических отношений между менеджерами компаний и владельцами крупных пакетов акций. В результате формирования такой структуры акционерного капитала утвердилась ориентация крупных акционеров не на повышение доходов по акциям компании, не на рост её капитализации, а на сохранение существующих взаимоотношений с предприятием. В ходе исследования был выявлен ряд существенных проблем на пути развития корпоративного управления в России, среди которых можно выделить следующие: 1. Российские акционерные общества практически не восприняли современные тенденции развития корпоративного управления, основанные на построении качественно новых взаимоотношений субъектов корпоративного управления. Отечественные акционерные общества в большинстве случаев игнорируют так называемую «социальную функцию» как важный и необходимый элемент существования корпораций. Акционерный капитал не стал главным источником роста общероссийского организованного фондового рынка. Современный уровень Российского законодательства в сфере корпоративного управления не гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh общепризнанным гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh стандартам. В нем нет эффективно действующих норм, регулирующих ответственность управляющих акционерным обществом за свои действия в ущерб акционерному обществу, а так же норм, закрепляющих ответственность за злоупотребление акционерами своими правами. Исследования показали также, что кризисные процессы в Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh экономике во многом связаны с проблемами формирования новых, адекватных изменившимся реалиям отношений - корпоративных. Наиболее ярким проявлением этой гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh служит наличие многих серьёзных противоречий, препятствующих динамичному экономическому развитию. Так, например, процессы приватизации, разгосударствления предприятий, создания новых организационно-правовых форм - акционерных обществ - не привели к формированию эффективных собственников в большинстве российских корпораций. Несмотря на более чем 15 лет реформ, не сложился и рынок профессиональных наёмных управляющих промышленными предприятиями. Проблемы отсутствия реального контроля за менеджментом корпораций также, по мнению многих иностранных инвесторов, являются серьёзным препятствием на пути интеграции российских и зарубежных компаний, привлечения иностранных инвестиций, выхода на внешние рынки и т. Большинство исследований в данной области сосредоточено на адаптации зарубежных методик и технологий управления к современным проблемам российских предприятий. При этом не принимаются во внимание принципиальные особенности формирующихся гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh моделей российского управления. Было установлено, что большинство российских корпораций возникло не вследствие эволюции индивидуального бизнеса, а в результате преобразования государственных структур, что накладывает серьёзный отпечаток на формы корпоративных отношений их эффективность. Таким образом, эволюция форм взаимоотношений между собственниками предприятий и менеджерами не только не решила проблему повышения эффективности деятельности промышленных предприятий, а, наоборот, обострила проблемы, существовавшие ещё в административно-командной экономике. Однако исследования показывают, что единой модели построения корпоративного управления не существует, но обязательным принципом для всех его форм и гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh является обеспечение интересов акционеров. Ключевой проблемой в данном случае, по нашему мнению, является отсутствие достаточно обоснованных методов измерения и оценки эффективности корпоративного управления. Современные методические подходы позволили бы четко обозначить роль и вклад каждого из участников корпоративных отношений и, соответственно, выстроить эффективные коммуникации, формировать конкретные задачи перед менеджментом, контролировать их реализацию, привязывая к системе мотивации и стимулирования. Многие рычаги из этого набора могут успешно применяться и в наших условиях. Однако, особенности российского менталитета, специфика отечественной экономики и сложности посткризисного периода требуют развития специальных подходов к управлению корпоративными структурами. Анализ динамики гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh уровня развития нефтегазового комплекса Республики Татарстан выявляет в нём серьёзные резервы, которые простым и распространенным на практике сравнением длины проходки, объемов добычи нефти, переработки попутного нефтяного газа и др. Опираясь на гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh положения диалектико-материалистической методологии познания, а также применяя методы комплексного исследования, системного анализа, экономико-математического моделирования и другие, соискателем осуществлено среднесрочное прогнозирование развития типичной корпорации регионального нефтегазового комплекса. Представляется, что реальные цели, задачи и структура нефтегазового комплекса должны базироваться на достаточно обоснованных количественных параметрах, а также на оценке использовании ранее невовлеченных в производство резервов. Понятно, что сделать это на базе прошлогодних достижений, как это принято на практике, это все равно, что гадать на кофейной гуще. Плохо работавшие вчера получат на завтра такой же план, а на активно функционирующих возложат непосильную ношу. Это было тогда, когда Госплан СССР заставлял предприятия и регионы планировать «от достигнутого». Для чиновников это было просто, легко, а главное - никакой ответственности. Среднесрочное прогнозирование факторных и результативных показателей было осуществлено 3-мя методами, суть и последовательность которых состоит в следующем: 1. На первом этапе были использованы ряды динамики с применением среднего абсолютного прироста уровня ряда. На следующем этапе была разработана и решена корреляционно-регрессионная модель, причем для повышения ее достоверности в качестве факторов использовались наилучшие из уже достигнутых значения факторов производства. В качестве результативных показателей использовались значения, уже достигнутые структурными подразделениями, расположенными в типичных условиях, но добившихся наилучших экономически обоснованных показателей. В число результативных показателей вошли: производительность труда, окупаемость затрат полученной продукцией, продуктивность буровой установки, продуктивность проходки, среднемесячная зарплата одного работника. В качестве факторов, влияющих на результаты деятельности предприятий нефтегазового комплекса, были отобраны: величина проходки, уровень интенсивности проходки, уровень интенсивности бурения, количество буровых установок, уровень фондооснащенности, среднемесячная оплата труда одного работника. Прогнозируемыми показателями выступили затраты в расчете на одну буровую установку уровень интенсивности буровых работ ; затраты в расчете на 100 м проходки интенсивность проходки ; фонд оплаты труда в расчете на одну буровую установку материальное стимулирование бурильщиков ; фонд оплаты труда в расчете на 100 м проходки, материальное стимулирование проходчиков ; окупаемость затрат эффективность производства гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh стоимость валовой продукции в расчете на 100 м проходки, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh проходки ; фондооснащенность; производительность буровой установки стоимость валовой продукции в расчете на одну буровую установку ; производительность труда стоимость валовой продукции в расчете на одного работника. Особо хочется сказать об использовании гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh моделировании такого результативного показателя как производительность труда. Напомним, что в условиях административно-командной экономики это был один из главных планируемых и контролируемых показателей. С переходом к рынку о нём стали забывать, что явилось одной из главных причин кризисных явлений. Поэтому руководители государства, ведущие ученые и менеджеры в последнее время призывают использовать его в практике управления, и мы с этим согласны. Результаты многофакторного корреляционно-регрессионного моделирования представлены в ряде машинограмм, таблиц, графиков, гистограмм. Одна из них приведена гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh табл. Оценка эффективности использования потенциала факторов увеличения производительности труда Альметьевского управления буровых работ Годы Производительность труда, тыс. Велич ина проходки, тыс. Эффективность использования потенциала, % Сравнение фактического показателя производительности труда с его нормативным значением, полученным в результате моделирования с использованием показанных в таблице факторами, характеризует эффективность производства и корпоративного управления изучаемого предприятия нефтегазового комплекса. Если эффективность более 100%, то это положительный результат. Как видим, он по большинству лет. Если оценка менее 100%, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh в данный год не все гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh использованы, то есть эффективность корпоративного управления невысокая. Из этих показателей видно, что гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh просто хорошо работают, но и насколько хорошо. Аналогичным образом были получены результаты по всем факторам и по каждому году. Результаты прогнозирования на информационной базе подразделений Альметьевского управления буровых работ с применением оценки среднего абсолютного прироста на среднесрочную перспективу показывают, что на период 2011-2013 годы ожидается оптимистический прогноз уровня интенсивности производства со средним абсолютным приростом 0,086 млн. Но гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, что должно быть в центре внимания менеджеров всех уровней - это обобщающие показатели эффективности производства, и прежде всего, производительность труда и окупаемость затрат полученной продукцией. В результате многошагового экономико-математического моделирования, охватывающего значительный временной период, широкий объект исследования, использующего гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh методические подходы и достаточную информационную базу, удалось выявить стойкие тенденции в развитии нефтегазового комплекса и на их основе выработать важные для науки и полезные для гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh рекомендации. Разумеется, что запрогнозированные результативные показатели могут быть превышены, для получения более достоверных результативных показателей потребуется увеличить количество главных факторов, оптимизировать их сочетание и значительно улучшить использование. Статистические параметры всех моделей характеризуют их достоверность и адекватность условиям производства. В процессе моделирования соискателем были экспериментально проверены и гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh сочетания и других факторов, за другие периоды их влияние гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh другие результативные показатели, но полученные выводы в силу ряда объективных и субъективных причин оказались малодостоверными, поэтому и не используются. Понятно, что разработанные прогнозные показатели не являются идеальными, это лишь ориентировочный каркас для разработки и реализации стратегического развития нефтегазового комплекса. Корпоративное управление в современной России: опыт и гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh. Национальный совет по корпоративному управлению, 2007. Национальный доклад по корпоративному управлению. Национальный совет по корпоративному управлению, 2010. Особенности организации корпоративного управления в Республике Татарстан на примере ОАО «Татнефть» Проблемы корпоративного управления нефтяной промышленности Прогнозирование стратегии корпоративного управления региональным нефтегазовым комплексом Современные высказывания представителей теоретической экономической науки сводятся к попытке обоснования новой методологической концепции политической экономии человеческого развития1. Некоторые авторы настаивают на оппозиционности гуманистической концепции человеческого капитала утилитарно-функциональному видению проблемы представителями «основного течения». Все это выстраивается гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh фундаменте возрастающей роли нерыночного обмена в системе современных хозяйственных трансакций и не противоречит тенденциям развития постиндустриальных основ экономических отношений. Действительно, сегодня приходит гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh того, что в системе представлений о человеке как объекте изучения экономической науки фокус должен делаться не на его поведении, а, прежде всего, - на его деятельности. Трудовая деятельность определяется как 1 Основы экономической теории человеческого капитала: Методологические институциональные аспекты: Монография Под ред. Теория человеческого капитала за все время своего существования обнаружила массу противоречий, на базе которых она сама претерпела существенные изменения. Сторонники теории до сегодняшнего дня не имеют единого мнения относительно трактовки основных понятий, и, что совершенно парадоксально, относительно базовой категории - собственно «человеческого капитала». Интеллектуальная трудовая деятельность сегодня является определяющим условием эффективности не только в научно-исследовательской или инновационной деятельности, но и в промышленной сфере, коммерции, все чаще прибегающей к помощи виртуального пространства и «умной» логистике, а также в области финансов. Обозначенная тенденция усугубляется также тем, что, с одной стороны, среди исследователей экономических систем и экономических процессов очень высок «градус» интереса к такой категории как «интеллектуальный капитал», дифференцируемой от категории «интеллектуального труда»; с другой стороны - в многочисленных работах отечественных и зарубежных авторов по меньшей мере изучаются «вскользь», а по большей - незаслуженно игнорируются вопросы трудовой деятельности. Управление трудом как самостоятельная предметная область в рамках экономической науки о труде не сформирована. Управление человеческими ресурсами и управление персоналом дистанцировались от «чистой» науки экономики труда, ассоциируемой сегодня с экономикой социально-трудовых отношений. Анализ отечественной корпоративной практики также свидетельствует о преобладании подхода, в котором функция экономики и организации труда и заработной платы и функция управления человеческими ресурсами являются обособленными областями. Все это предопределило направление исследований и позволило сформулировать научную гипотезу: мы предполагаем, что в современной экономической науке о труде глубокое и всестороннее изучение интеллектуальной трудовой деятельности на методологической основе управленческой науки формирует целостную систему представлений об отношениях агентов субъектов и объектов труда, что способствует повышению степени его управляемости. В-третьих, выделением в теории и практике только трех уровней формирования использования интеллектуального потенциала, а именно: государственный макроорганизационный микро и личностный. В-четвертых, отсутствием системного подхода к изучению интеллектуального труда в случае, если последний рассматривать в качестве экономического ресурса. И, наконец, в-пятых, в силу всех предыдущих обстоятельств необходимостью разработки методического обеспечения управления трудом как специфической управленческой функции и особого трудового процесса. Интеллектуальный трудовой потенциал фокусирует на себе три временных аспекта. Сформированный, накопленный, «очищенный» от непродуктивных составляющих ИТП представлен не только в психофизиологии конкретного человека, но и в мировоззрении, культуре, науке и технологиях и т. Интеллектуальный трудовой потенциал представлен в этом качестве как совокупность всех имеющихся в наличии ресурсов и способностей к интеллектуальному труду. То, каким образом формировался и реализовывался ИТП в прошлом и настоящем, во многом определяет то, каким образом он будет формироваться и реализовываться в будущем. Здесь формируется еще один уровень исследовательских задач: каковы критерии расширенного воспроизводства интеллектуального трудового потенциала, каковы показатели измеряемые величины, позволяющие утверждать то, что, во-первых, ИТП воспроизводится, а во-вторых, воспроизводится расширенно. Традиционно, как отмечалось ранее, в пространственном отношении трудовой потенциал проявляется на трех уровнях: человек, организация, общество страна. Мы считаем, что в данном случае, с точки зрения биологических, экономических и духовных аспектов, человек представлен не сам по себе, а в составе домохозяйства, позволяющего человеку в качестве элементарной, «атомарной» неделимой составляющей включаться в глобальные процессы воспроизводства человеческого потенциала вообще интеллектуального трудового потенциала - в частности. Все эти уровни ИТП, несмотря на существенные различия в структуре, выполняемых функциях, тесно между собой взаимосвязаны в рамках одной системы. Эта система в пространственном аспекте n-мерна. То есть интеллектуальный трудовой потенциал общества нации, страны не есть алгебраическая сумма потенциалов организаций и групп, и уж тем более потенциалов отдельных людей, хотя и является производным от последних. Отклонение этой самой алгебраической суммы от величины национального ИТП может иметь как отрицательные, так и положительные значения. То есть взаимодействие элементов - людей или групп - может как способствовать, так и препятствовать гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh и реализации национального интеллектуального трудового потенциала. Таким образом, перед исследователями встает серьезная задача определения факторов проявления синергетических мультипликативных эффектов от деятельности системы. Возможно, ответ на этот вопрос позволит ответить и на более глобальные вопросы - вопросы целесообразности дальнейшего развития нации как системы. При приложении к образцу постоянного расхода аналогичным образом наблюдается запаздывание установления давления. Для одновременного описания этих процессов Молокович К большому сожалению, основы релаксационной фильтрации, изложенные Молоковичем Отчасти это связано с необходимостью численного решения интеграла Дюамеля, в виде которого представлено решение для скважины нулевого радиуса. Другой причиной гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh то, что, несмотря на учет времен релаксации, автор пренебрег влиянием послепритока жидкости в скважину и скин-эффектом, которые имеют значительное влияние на вид кривых изменения давления. Это происходит при исследовании малодебитных скважин, когда время выхода на радиальный поток значительно превышает время релаксации. Поэтому использование релаксационных моделей является целесообразным в случае закрытия скважины на забое, при исследовании нагнетательных скважин или при исследовании высокодебитных скважин, когда коэффициент оттока притока имеет меньшее влияние. При гидродинамическом моделировании залежей влиянием эффектов при малых значениях времени вообще можно пренебречь. Для этого необходимо представить уравнение в пространстве Лапласа использовать численный алгоритм Стефеста для перехода в реальное пространство. Для оценки значимости различия результатов интерпретации по различным моделям была выполнена интерпретация КПД 30 скважин для различных площадей Ромашкинского месторождения. Выбор КПД в первую очередь диктовался малыми значениями коэффициента притока, для которых существует максимальный эффект от применения предлагаемых моделей. В частности, средний коэффициент притока составлял 0,44 м МПа. Использование модели Христиановича Использование модели Молоковича Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, что среднее время релаксации по результатам гидродинамических исследований составило около 0,5 часа. Гарипова Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений: Материалы 9-ой научно-технической конференции. Ромашкинское месторождение находится на поздней стадии разработки и одной из основных проблем является стабилизация добычи нефти и увеличение конечной нефтеотдачи пластов. Основными задачами для решения данной проблемы являются совершенствование разработки и повышение эффективности выработки запасов нефти заводнением. Особенно важным в сложившейся ситуации является анализ накопленной за годы разработки исторической информации по объектам и анализ состояния выработки объектов на сегодняшний день. Рассмотрим одну из площадей Ромашкинского месторождения. Основными объектами разработки данной площади являются продуктивные терригенные отложения пашийского и кыновского горизонтов верхнего девона. Коллекторами служат хорошо отсортированные песчаники и крупнозернистые алевролиты. За 60-летнюю историю добычи нефти на данной площади отобрано более 91% извлекаемых запасов при текущем коэффициенте извлечения нефти КИН - 0,46 и среднегодовой обводненности v - гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh. Как и на многих других площадях Ромашкинского месторождения на данной площади сосредочены значительные запасы остаточных нефтей в заводненных выработанных коллекторах. На данной площади выделено 7 объектов, которые на сегодняшний день по многим причинам имеют разную выработку запасов нефти и следственно разный текущий КИН рис. Одной из основных причин различной выработки объектов является то, что разработка объектов разбуривание, применение на них системы заводнения, различных геолого-технических мероприятий и т. При этом величина обводненности на объекте с максимальной выработкой является меньше, чем величина обводненности на объекте с минимальной выработкой. Это свидетельствует о том, что четкой зависимости между обводненностью и выработкой объектов не наблюдается. Ещё одной основной причиной различной выработки продуктивных горизонтов эксплуатационных объектов является то, что на каждом объекте в соответствии с особенностями геологического строения пласта и физических свойств имеются отличные друг от друга геолого-физические соотношение вязкостей нефти и воды, наличие запасов водонефтяных зон, зональная и послойная неоднородность коллекторских свойств, прерывистость пластов и др. Другими словами, если даже все объекты площади привести к одинаковым условиям, то выработка данных объектов будет различной. Всё это означает, что извлечение нефти из пласта для каждого объекта зависит от огромного количества факторов, которые в совокупности влияют на эффективность выработки запасов нефти. Опыт разработки и эксплуатации скважин, показывает что в ОАО «Татнефть» не учитывается в нужной мере загрязнение призабойной зоны кольматациикоторое существенно влияет на производительность скважин. Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh естественных фильтрационных свойств пласта тесно связано с качеством выполнения комплекса технологических операций, проводимых в скважинах: первичное и вторичное вскрытие пластов, освоение, глушение, капитальный и подземный ремонты, геолого - технические мероприятия и т. Вокруг скважины образуются две зоны: зона загрязнения радиусом rs и проницаемостью гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, сам пласт с начальной проницаемостью k. Оценить радиус зоны загрязнения возможно путём математических преобразований известной формулой Дюпюи: где k и ks - проницаемость пласта и загрязненной зоны, соответственно; rc и rs - радиус скважины и радиус загрязненной зоны, соответственно. Из выражения 2 определим радиус загрязненной зоны: Нормальным скин - фактором можно считать значения, попадающие в интервал, близкий к нулю. Как правило, на практике диапазон значений скин -фактора варьирует в интервале -6;25. Исходя из формулы 1 можно построить зависимость фактического дебита к потенциальному. По гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh исследований состояния ПЗ, проведенных на объектах НГДУ «Лениногорскнефть» получены данные по накопленной добыче нефти в течение 6 лет после гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh скважины в разработку. Было установлено, что при оценке состояния ПЗ скважин, законченных открытым стволом, были получены более низкие значения скин - фактора, чем в скважинах, имеющих конструкцию закрытого забоя. В нефтепромысловой практике состояние ПЗС оценивается по данным геофизических исследований метод КВДкоторые проводятся 1 раз в 2-3 года. Это огромный пробел в процессе изучения характеристик призабойной зоны, который впоследствии приводит к потерям добычи нефти. Еще одним отрицательным моментом указанных исследований является длительность их проведения. Как показывает практика, время, отведенное на ГИС, может достигать 10-20 сут. В это время скважина остановлена, что невыгодно как технологически, так и экономически. Многочисленными исследованиями доказано, что гидродинамическое несовершенство скважин, а также изменение проницаемости призабойной зоны сказывается только на начальных участках КВД. По полученным данным гидропроводности и пьезопроводности расчетным путем вычисляют из формулы 6 скин - фактор: Найденный таким способом скин-эффект будет характеризовать и несовершенство скважины, изменение проницаемости в призабойной зоне пласта. Как показывает практика, ГИС, направленные на определение состояния околоскважинной зоны пласта, проводятся 1 раз в течение 2-4 лет. Так как, данное исследование занимает достаточно длительное время приводит к остановке скважины - 1-20 суток, и включает в себя определение характеристик как прискваженной зоны, так и удаленной. Для достижения улучшения производительности скважин такая частота исследований недостаточна. Определение скин - фактора при исследовании занимает 1 час формула 6. Предлагается увеличить частоту проведения ГДИС за счет значительного снижения количества времени, потраченного на проведение данных исследований. Оптические параметры нефти в частности величина коэффициента светопоглощения нефти являются чувствительнейшими индикаторами изменения физико-химических свойств углеводородов. Разработанность методов лабораторных исследований и новые возможности лабораторной техники делают перспективными изучение состава и свойств нефтей спектроскопическими методами, нашедших широкое применение ещё в шестидесятых годах прошлого столетия. В предыдущих исследованиях и нашими лабораторными экспериментами показана возможность использования методов фотоколориметрии для оперативного анализа изменения свойств нефти в результате применения гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh увеличения нефтеотдачи. Для проведения точных спектроскопических измерений необходимо грамотно выбирать рабочую длину волны. Целью данной работы является определение оптимальной длины волны для проведения исследований оптической плотности нефти при оценке эффективности методов увеличения нефтеизвлечения МУН на поздней стадии разработки Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения. Коэффициент светопоглощения Ксп зависит от длины волны проходящего света, температуры раствора, природы растворённого вещества и не зависит от толщины поглощающего слоя и концентрации растворённого вещества. Коэффициент светопоглощения отражает индивидуальные свойства окрашенных соединений и является их определяющей характеристикой. Фотоколориметрические методы широко распространены, используют сравнительно несложную аппаратуру и обеспечивают достаточную точность погрешность определения 1-3 %. Не рекомендуется работать на крутом спаде спектральной кривой, поскольку в этом случае небольшие отклонения в значении X могут привести к заметной ошибке в определении оптической плотности, а значит, к неправильному результату. Кроме того, немаловажное значение для точности эксперимента имеет используемый диапазон оптических плотностей. В результате лабораторных исследований получены спектры поглощения растворов обезвоженной нефти со скважин исследуемых участков. Выходные данные прибора вполне укладываются в рабочий диапазон данного фотоэлектроколориметра. Для оценки достоверности полученных на фотоэлектроколориметре лабораторных данных были составлены расчётные таблицы в программе MS Excel для автоматического расчёта следующих показателей. Далее статистический анализ проводился по следующему алгоритму, заложенному в упомянутую электронную таблицу. Если какие-либо совокупности не удовлетворяли этому критерию, то для них использовались непараметрические методы проверки статистических гипотез. Проверялась справедливость гипотезы о неразличимости дисперсий для диапазона длин волн, удовлетворяющих критерию Шапиро-Уилка W, и для длин волн с минимальными дисперсиями исключая нулевыеприменив после некоторых преобразований критерий Фишера Если совокупности не удовлетворяли критерию Шапиро-Уилка Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, то для них использовался менее теоретизированный, но более универсальный непараметрический критерий Сиджела-Тьюки Z для проверки неразличимости гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh показаний прибора на исследуемой длине волны с минимальной дисперсией из всего рабочего диапазона. По результатам расчётов были построены обзорные спектры рис. На каждом более подробном втором графике в диапазоне от 310 нм до 540 нм указываются точки, удовлетворяющие критерию Фишера, либо критерию Сиджела-Тьюки, также приведена кривая коэффициента вариации. Для того, чтобы рекомендованные для дальнейших исследований длины волн измерений оптической плотности были «оптимальными» со всех точек зрения, после получения графиков с отмеченными точками, можно визуально сделать окончательный контроль по данным спектрам поглощения см. D, удовлетворяющих критериям F или Z Д Максимумы значений D, удовлетворяющие условиям F или Z -о- Коэфф. В целях исключения субъективных ошибок оценка повторяемости опыта по каждой скважине выставлялась по числу повторений результатов проведённых исследований см. Оценка в пользу выбора длины волны для сравнительных опытов см. Номера скважин Оценка повторяемости резульатов опыта по скваине Оптимальная по результатам расчётов длина волны, нм Допустимая для анализа альтернативная длина волны, нм По результатам анализа лабораторных исследований установлено, что рекомендуемой длиной волны для всех трёх исследуемых участков скважин являются длины волн излучения 385 нм и 390 нм в ультрафиолетовой области спектра. При этом на длине волны 385 нм получены наиболее достоверные, статистически значимые и представительные результаты фотоколориметрических исследований нефти см. Можно говорить об универсальности выбранной длины волны для подобных анализов для данных отложений. Если выбор длины волны в работах многих предыдущих исследователей был продиктован возможностями прибора, то данный анализ справедлив на современном этапе разработки Ромашкинского месторождения. Волкова Ольга Сергеевна, Кузнецова Екатерина Васильевна, Кириллова Любовь Николаевна. Практикум по физической химии. Новосибирск, 2005, 42 с. Практическое руководство по фотометрическим методам анализа. Справочник инженера по бурению: В 4кн. Элементы прикладной математики: учебное пособие Ромашкинское месторождения открыто в 1948г. Введено в эксплуатацию в 1952 г. Оно по запасам нефти входит в число 10 крупнейших месторождений в мире. Основные запасы нефти Ромашкинского месторождения содержатся в верей гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh башкирских, тульско - бобриковских, турнйских, пашийско -кыновских отложениях табл. Распределение запасов нефти Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh месторождения по горизонтам категории А+В+С1. Площадь нефтеносности горизонта Д1 составляет более 4255. Пашийский горизонт является многопластовым объектом. По мере разбуривания геологическое строение его постоянно уточнялось и происходило более детальное расчленение продуктивного разреза. Так, если в начальный период институтом ВНИИ нефть было выделено три, а затем четыре пласта, то в настоящее время на месторождении принята схема в пределах горизонта Д1 из восьми пластов: а, б1, б2, б3, в, г1, г2+3, д. ВНИИнефть дал первые предварительные соображения о методах разработки Ромашкинского месторождения, где рекомендовалось система законтурного заводнения с УПС 16 гаскв. Разрезание кыновско-пашийского залежи рядами нагнетательных скважин на 22 самостоятельно разрабатываемы залежи; 3. Как отмечает бывший главный геолог НГДУ «Лениногорскнефть» ныне главный эксперт ФГУ «Экспертнефтегаз», член ЦКР Базив, оно породило и массу проблем: нарушение природного равновесия в пласте и природного режима пласта, негативное влияние на окружающую среду, не обеспечивая полного извлечения нефти из пласта. Бывший директор ТатНИПИ нефть, затем директор ВНИИнефти профессор Вахитов отмечает главный недостаток 1-ой Генсхемы разработки Ромашкинского месторождения, вызванный существовавшим в период освоения месторождения экономическим критерием нефтедобычи. В докладе обсуждаются текущее состояние разработки Ромашкинского месторождения, развитие принципов и методов разработки многопластовых, неоднородных по фильтрационно - емкостным свойствам объекта разработки. Отмечаются существующие проблемы, вызвавшие их причины и пути их решения. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений основными объектами эксплуатации являются пласты с трудноизвлекаемыми запасами. Эта стадия характеризуется высокой выработанностью залежей нефти и значительным обводнением продукции скважин. Анализ разработки нефтяных месторождений с применением заводнения позволил создать геолого-промысловую классификацию залежей нефти по обобщающему критерию - структуре качеству запасов, оказывающему определяющее влияние на эффективность эксплуатации и выработки продуктивных пластов. Были выделены две группы запасов - активные АЗН и трудноизвлекаемые ТЗН. Нефтяные месторождения разделены на высокопродуктивные и малоэффективные. К высокопродуктивным можно отнести высоко- и среднедебитные залежи маловязких или повышенной вязкости нефтей в высокопроницаемых коллекторах, содержащие преимущественно гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh запасы нефти. К малоэффективным можно отнести низкодебитные залежи вязких и высоковязких нефтей в низкопроницаемых гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh в проницаемых коллекторах, содержащих преимущественно трудноизвлекаемые запасы. Многолетней практикой заводнения пластов установлено, что первоначальный прорыв пластовых и закачиваемых вод происходит по отдельным высокопроницаемым пластам и пропласткам, имеющим лучшие фильтрационные характеристики. Прорыв вод затрудняет дальнейшую разработку нефтяной залежи и ухудшает условия притока нефти. С увеличением обводненности добываемой продукции более 70. Это связано с движением основной массы нефтевытесняющего агента по высокопроницаемым обводненным зонам коллектора. В этих условиях ограничение движения вод в высокопроницаемой части коллектора становится одним из важных факторов повышения эффективности методов заводнения и повышения нефтеотдачи. В зависимости от свойств закачиваемого химического реагента в продуктивный пласт, методы повышения нефтеотдачи по Сургучеву подразделяются на две группы: По результатам анализа методов повышения нефтеотдачи, применяемых на месторождениях Татарстана, выявлена третья большая группа. На месторождениях Татарстана использовались практически все известные методы увеличения нефтеотдачи пластов МУНразработанные в РФ и частично за рубежом. Для повышения нефтеотдачи необходимо применение современных, более эффективных МУН. Выбор методов увеличения нефтеотдачи и стимуляции скважин должен быть различным, соответствующим особенностям геологического строения. Методы увеличения нефтеотдачи в системах разработки нефтяных месторождений и развитии нефтедобычи. Материалы Международной научно-практической конференции. Методы повышения нефтеотдачи пластов. Материалы ХХХ1Х научно-технической конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава СевКавГТУ. Развитие технологий комплексного действия -эффективное решение проблемы повышения нефтеотдачи пластов. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh ОПЗ НА ФОРМИРОВАНИЕ АСФАЛЬТЕНО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯМИ В НЕФТЕПРОМЫСЛОВОМ ОБОРУДОВАНИИ Вопрос борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями АСПО по-прежнему остается одной из острых проблем нефтедобычи. АСПО снижают межремонтный период работы гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, приводят к росту энергопотребления, повышают аварийность, уменьшают приток нефти к забою скважины при отложении этих веществ в порах призабойной зоны пласта, в результате чего снижается производительность скважины. Существует большое разнообразие методов борьбы с отложениями асфальтено-смоло-парафиновых веществ: химические, механические, тепловые. Наиболее широко используются химические методы для предупреждения образования АСПО и удаления уже образовавшихся отложений не только с внутрискважинного оборудования, а также из призабойной зоны пласта. В процессе эксплуатации скважин состояние ПЗП постоянно изменяется, проницаемость неуклонно ухудшается. Важнейшим элементом в повышении эффективности эксплуатации скважин является сохранение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh частности его фильтрационно-емкостных характеристик. Из многообразия причин снижения продуктивности нефтяных скважин, связанных со снижением нефтепроницаемости коллекторов, выделим загрязнение призабойной зоны пласта гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh асфальтеносмолопарафиновыми компонентами нефти, образование которых возможно при определенных термобарических условиях в этой зоне пласта, в частности при забойных гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh ниже давления насыщения, а также при температуре на забое ниже температуры выделения АСПО. На образование АСПО большое влияние различные методы обработки призабойной зоны. Для анализа влияния различных химреагентов на изменение условий парафинизации оборудования был рассмотрен анализ МРП после проведения ОПЗ по НГДУ «Джалильнефть» на скважинах осложненного фонда. Анализ показал, что быстрее всего парафин начинает откладываться на стенках НКТ после ОПЗ по технологиям АХВ и СТГГ-80, причём после СТГГ-80 наблюдается интенсивная парафинизация с охватом всего сечения трубы по гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh от насоса и выше на 200 метров. После ОПЗ АХВ отмечается большая толщина отложений до 25 мм. Самый высокий МРП наблюдался на скважинах после перфорации и дострела, технологии ТИМ и ОПЗ-КПАС, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh них ОПЗ КПАС является наиболее эффективной технологией повышения дебита нефти на 2,2 тсутоднако самый большой прирост добычи у технологии ДП+ТИМ 6 тсутно по МРП она значительно уступает предыдущим. Также была рассмотрена зависимость количества ремонтов по причине АСПО от вида ОПЗ. Как свидетельствует анализ, наибольшее количество выходов из строя, на анализируемых объектах, наблюдается после ОПЗ ДП+ТИМ, СТГГ-80 и технологий ПЕРФОРАЦИЯ+ДОСТРЕЛ. При выходе скважины из строя после ОПЗ - КПАС, ОПЗ-КРК-А, МИА-ПРОМ, ОПЗ-ГРП, ГИО+перестрел, Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh и УВО отложения имеют толщину от 1 до 5 мм и наблюдаются по всей длине колонны НКТ. После СТГГ-80, ДП-ТИМ, ОПЗ АХВ, СНПХ-9030 и перфорация+дострел отложения наблюдаются по длине от 0 до 300-500 метров и толщина их достигает 30-50 мм. Следует учесть, что в зависимости от технологии ОПЗ толщина отложений и длина их расположения на стенках НКТ различна. Как показывает анализ основными технологиями ОПЗ с изменением температурных условий являются: ДП+ТБИВ, ПК+ТИС, ПК+СТГГ, АХВ, ТИС, СТГГ, ТГХВ. По технологиям ОПЗ, в которых влияние изменения температуры не вполне очевидно, рассмотрим механизм их действия. Начиная с определенных интенсивностей, акустическое воздействие в насыщенной среде «включает» имеющиеся «резервы» теплопроводности. При небольших значениях интенсивности акустического поля основную роль играют процессы периодической внутрипоровой и межпоровой турбулизации, связанные с турбулентным периодическим движением флюида относительно скелета породы и вызывающие повышение теплопроводности насыщенных пористых коллоидных и капиллярно-пористых сред. С ростом интенсивности увеличивается действие тепломассопереноса за счет направленной фильтрации горячей жидкости. Как показывает выполненный анализ, технологические процессы ОПЗ с использованием термических эффектов, не предусматривают проведения температурного контроля. В результате теоретических и лабораторных исследований установлена возможность интенсификации процессов парафинизации при проведении процессов, включающих термическое воздействие, в интервале температур, меньших температуры плавления. При недостаточно высокой температуре нагрева при проведении ОПЗ возможно появление обратного эффекта - увеличения интенсивности формирования отложений гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh принципиальных изменений, происходящих в структуре дисперсной фазы нефти. Очевидно, что при воздействии температуры происходит нагрев как нефти, так и АСПО. Вероятность возникновения осложнений после проведения ОПЗ с термическим воздействием определяется полнотой растворения и удаления АСПО, а также механической прочностью АСПО и её изменением после проведения термического воздействия. Практически для всех образцов АСПО характерно линейное увеличение прочности после нагрева и последующего охлаждения, которое может быть обусловлено тем, что в исходном состоянии АСПО обладают некоторой пористостью имеют развитую межфазную поверхность. Известно, что любая система стремится к сокращению межфазной поверхности, и при увеличении температуры усиливаются процессы массопереноса, происходит заполнение веществом пор между зёрнами и внутри зёрен, что приводит к сокращению внутренней поверхности АСПО и уплотнению отложений. Отсюда ясно, что применение термического воздействия в скважинах, осложнённых формированием АСПО, должно проводиться в интервале температур, обеспечивающих полное расплавление и удаление отложений, т. Если после проведения обработки на поверхности оборудования остается слой АСПО, то происходит увеличение плотности и механической прочности отложений, что опасно с точки зрения возможности удаления отложений. В этой связи следует более тщательно контролировать параметры проведения технологических операций в скважинах, связанных с воздействием тепла. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. ОБ ИСПОЛЬЗОВАНИИ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЛЯ ОЦЕНКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ОРГАНИЧЕСКИМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ Оценка технологической эффективности применения какого-либо метода борьбы с органическими отложениями в условиях скважины состоит в сравнении технологических характеристик, полученных в результате применения данного метода новый вариантс расчётными характеристиками базовый варианткоторые были бы характерны для объекта без применения метода т. Скважина является одним из основных элементов нефтедобывающей системы, и правильный выбор методов удаления и предупреждения формирования органических отложений в скважинном оборудовании увеличивает показатели её надёжности. Как правило, в качестве основного критерия выбора и оценки эффективности метода борьбы с органическими отложениями в скважинном оборудовании рассматриваются затраты на проведение одной обработки или внедрение метода изменение межремонтного периода МРП до и после внедрения. Эффективность применения методов предупреждения формирования органических отложений может быть определена по отсутствию изменения нагрузок на колонну штанг. Так, например, эффективное применение скребков и скребков-центраторов должно обеспечивать полное удаление органических отложений с поверхности НКТ, а, следовательно, нагрузки на колонну штанг, зафиксированные при внедрении гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh штанг, оборудованной скребками-центраторами, в течение последующего периода работы скважины меняться не должны. Эффективное применение методов удаления органических отложений обеспечивает увеличение радиуса труб а, следовательно, приведёт к уменьшению максимальных и увеличению минимальных нагрузок. В качестве критерия оценки эффективности применения методов удаления отложений, по нашему мнению, может быть использован коэффициент эффективности, представляющий собой среднее относительное изменение нагрузок после применения метода: Таким образом, основным критерием эффективности применения методов предупреждения и удаления органических отложений из скважинного оборудования является межремонтный период работы скважины МРП. В качестве количественной оценки эффективности применения методов удаления отложений предложено использование коэффициента эффективности, представляющего собой среднее относительное изменение нагрузок после применения метода. В качестве базы сравнения может быть рекомендовано использование начальных значений максимальных и минимальных нагрузок, замер которых производился сразу после спуска подземного оборудования в скважину, или значений максимальных нагрузок, замеренных непосредственно перед проведением технологической операции по удалению органических отложений. Анализ и моделирование эффективности эксплуатации скважин, осложнённых парафиноотложениями. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами-М. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. Анализ промыслового опыта по выбору методов борьбы с органическими отложениями показывает, что, как правило, в качестве основного критерия выбора и оценки эффективности метода борьбы с органическими отложениями в скважинном оборудовании рассматриваются затраты на проведение одной гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh или внедрение метода изменение межремонтного периода МРП до и после внедрения. Как правило, при проведении анализа осложнённого фонда по выявлению причин выхода скважин из строя, оценке технологической эффективности применения метода предупреждения или удаления органических отложений, число отказов определяется на основе анализа видов подземных ремонтов, связанных с формированием органических отложений в скважинном оборудовании. При этом возможно возникновение неточностей вследствие отсутствия в нефтепромысловой практике гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh понятий «вид ремонта» - «причина ремонта». Вид выполняемого ремонта может быть отнесён к категории «обрыв штанг», при этом причиной выполнения данного вида ремонта является образование органических отложений. Действительно, формирование органических отложений на поверхности подземного оборудования приведёт к уменьшению фактической площади кольцевого пространства между колонной НКТ и штанг и увеличению гидродинамического трения, что, безусловно, отразится на величине нагрузок, действующих на колонну штанг. Для определения фактической причины выхода скважин из строя были проанализированы изменения гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh значения максимальных и минимальных нагрузок на колонну штанг скважин осложненного фонда Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения, вышедших в ремонт по причине запарафинивания НКТ. Структура подземных ремонтов, выполненных на скважинах Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения, представлена в табл. По виду «обрыв штанг по телу и обрыв штанг у скребка» было выполнено 9% ремонтов + 2% ремонтов, связанных с отворотами штанг. Анализ динамики относительной частоты различных видов ремонтов показывает, что за 3 года произошло увеличение относительного количества ремонтов, связанных с обрывами штанг, в 2,5 раза. Для анализа причин выполнения подземных ремонтов скважин, относящихся к категории «обрыв штанг по телу» и «обрыв штанг у скребка» выполнен анализ первичной документации по 29 скважинам. Штанговые колонны 27 скважин, на которых выполнялись подземные ремонты, связанные с обрывом штанг, были оборудованы скребками-центраторами. В соответствии с Положением о технологической работе, действующим в ОАО «Татнефть», все эти скважины относятся к категории гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh формированием органических отложений. Анализ изменения нагрузок по динамограммам во времени показал, что в течение времени по ряду скважин наблюдался рост максимальных нагрузок и уменьшение минимальных нагрузок на колонну штанг. На 50% исследованных скважин отмечено постепенное увеличение максимальных и уменьшение минимальных нагрузок, а при проведении подземного ремонта были выявлены органические отложения на поверхности НКТ и штанг. Таким образом, несмотря на то, что на данной категории скважин были выполнены подземные ремонты, отнесённые по виду ремонта к категории «обрыв штанг», авторами был сделан вывод, что причиной данного ремонта является формирование органических отложений. Исследование динамики изменения нагрузок на колонну штанг может быть использовано при определении технологической эффективности применения методов предупреждения и удаления органических отложений в условиях скважины, оборудованной штанговой скважинной насосной установкой. Таким образом, основным критерием эффективности применения методов предупреждения и удаления органических отложений из скважинного оборудования является межремонтный период работы скважины МРП. Для исключения неточностей в определении МРП из-за некорректного определения вида ремонта в качестве диагностического показателя для скважин, оборудованных ШСНУ, может быть использована динамика нагрузок. Для скважин, оборудованных ШСНУ, эффективность методов предупреждения формирования органических отложений может быть определена по отсутствию изменения нагрузок на колонну штанг. Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh эффективности применения методов удаления органических отложений можно выполнить на основе анализа уменьшения максимальных и увеличения минимальных нагрузок. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. Предупреждение осложнений при добыче обводнённой нефти. Исследование сопротивлений трения муфтовых соединений штанговых колонн в вязких жидкостях Нефть и газ. Упрощение формулы для определения гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh гидродинамического сопротивления движению штанговой колонны Изв. Интенсификация добычи высоковязких парафинистых нефтей из карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии. В лабораторных условиях с использованием проб органических отложений, отобранных с поверхности НКТ, штанг, насосного оборудования добывающих гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения были проведены исследования по определению эффективности применяемых в нефтепромысловой практике водных растворов ПАВ - Мл-81Б, АФ9-12, АФ9-6 их композиций для удаления органических отложений. Плотность раствора АФ9-12 составила - 1,058 гсм. Результаты исследования эффективности удаления органических отложений в статических условиях с использованием водного раствора АФ9-12 представлены в табл. При этом отмечен значительный разброс величины потери массы в зависимости от пробы отложений. Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh потеря массы образца соответствовала максимальной длительности контакта раствора ПАВ и образца отложений. Таким образом, в результате проведения лабораторных исследований по эффективности применения водных растворов ПАВ для удаления органических отложений максимальный эффект был отмечен при использовании композиции АФ9-12 концентрацией 0,1%. Дальнейшее увеличение концентрации реагента в растворе не привело к увеличению эффективности разрушения отложений. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Все чаще процессы добычи нефти сопровождаются выпадением неорганических солей. На Куакбашской площади ремонт скважин по причине отложения солей в ГНО составляет 7%. Отложение солей происходит в основном в самом насосе. Однако, в последнее время чаще происходят ремонты по причине отложения солей на приеме насоса. Анализ показателей работы скважин, осложненных отложениями солей, был проведен по 94 скважинам Куакбашской площади Ромашкинского месторождения. Все выбранные скважины эксплуатируются УШГН и УЭЦН рис. Большая часть скважин, осложненных образованием солей эксплуатируется установками ШГН -92% скважин, 8% скважин - установками ЭЦН. Основная доля скважин, осложненных отложением солей, относится к среднедебитным и примерно в равной доле к низко и высокодебитным рис. Гистограмма распределения скважин Куакбашской площади Ромашкинского месторождения, осложненных отложениями солей, по дебитам нефти. Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh часть скважин, осложненных отложением солей, имеют среднюю и высокую обводненность рис. Гистограмма распределения скважин Куакбашской площади Ромашкинского месторождения, осложненных отложениями солей, по обводненности. Гистограмма распределения скважин Куакбашской площади Ромашкинского месторождения, осложненных отложениями солей, по глубинам спуска насосов. Анализ показателей работы выбранных скважин Куакбашской площади Ромашкинского месторождения показал, чаще всего отложение солей встречается в скважинах, эксплуатирующихся УШГН, с дебитом 5-20тсут и обводненностью продукции более 80%, при глубине спуска насоса от 500 до 1000м. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, экономное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт. Опыт работы нефтедобывающих районов в условиях рыночной экономики показывает, что контроль гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh состоянием и регулированием работы фонда скважин становятся одним из основных средств управления процессом нефтедобычи. Эксплуатация высокообводненных скважин приводит к резкому увеличению затрат и возникает задача их своевременного отключения. К таким же последствиям приводят скважины с коротким межремонтным периодом. Частые ремонты таких скважин создают ситуацию, когда суммарная добыча нефти между двумя ремонтами не окупает затраты на подземный ремонт. Эти скважины должны также быть остановлены до появления более благоприятной рыночной конъюнктуры. Система управления процессом разработки нефтяных месторождений относится к так называемым большим системам управления, характеризующимся не только большим количеством и многообразием гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh управления, обилием информации и связей, но и сложностью самого процесса разработки, показатели которого изменяются во времени. Регулирование процессов разработки есть целенаправленное управление движением жидкостей в пласте, в соответствии с запроектированной системой разработки и постоянным ее совершенствованием, с учетом изменения представлений о геологическом строении эксплуатационного объекта, путем установления оптимальных режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, использования новейших научно-технических достижений для улучшения технико-экономических показателей разработки за счет сокращения добычи попутной воды и рабочего агента для вытеснения нефти, создания условий для долговременной эксплуатации скважин гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh оборудования в целях обеспечения оптимальной динамики добычи нефти, достижения проектной нефтеотдачи. Оптимальным рациональным является такой вариант регулирования, который обеспечивает за каждый данный отрезок времени максимальную текущую нефтеотдачу всех участков, зон, пластов или объектов разработки месторождения при минимальной добыче попутной воды, создании условий обеспечения максимальной конечной нефтеотдачи и минимальных затратах по месторождению в целом. Для решения конкретных задач управления процессом разработки применяют большое количество методов и способов, которые можно объединить в две большие группы: — увеличение гидродинамического совершенства скважин дополнительная перфорация, гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, различные модификации кислотных обработок, применение ПАВ и пен и гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh. Для проведения анализа использованы промысловые данные за период 2009 - 2010 гг. Особое значение в ограничении добычи воды, повышении охвата заводнением и увеличении нефтеотдачи играют ВИР. Роль их в процессе разработки месторождения постепенно возрастает и на поздней стадии разработки в ряде случаев по эффективности не уступает бурению дополнительных скважин. Необходимость проведения изоляционных работ в целях улучшения выработки продуктивного горизонта определяется степенью неоднородности и расчлененности эксплуатационного объекта, наличием слабопроницаемых коллекторов и пластов с подошвенной водой, особенностями процесса заводнения, а также технологий разработки. Как показывает анализ данных рисунка 1, наиболее часто применяемой технологией водоизоляции на Ново-Елховской площади является закачка СНПХ-9633, хотя рис. С точки зрения системной технологии ОПЗ нагнетательных и добывающих скважин практическое значение имеет слоистый тип неоднородности пласта, в пределах которого, в свою очередь, выделяют три вида слоистой неоднородности. Первый вид включает в себя продуктивные породы, составленные нефтенасыщенными слоями разной проницаемости, разделенными между собой непроницаемыми прослоями. Второй вид пород представлен нефтенасыщенными прослоями разной проницаемости, которые полностью контактируют друг с гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh без разделов. К третьему виду пород слоистого строения относятся коллекторы, в которых одна часть слоев разделена друг от друга непроницаемыми прослоями, а другая - гидродинамически контактирует друг с другом в вертикальном направлении. Последний вид неоднородного строения коллектора может включать и прерывистую гидродинамическую связь прослоев разной проницаемости. В каждом эксплуатационном объекте выделяется от 2 до 10 и более слоев, различающихся фильтрационными свойствами. Значения проницаемостей прослоев гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh изменяться в десятки и сотни раз. При разработке месторождений нефти с низкопроницаемыми коллекторами сложного строения с применением процесса заводнения происходит частичное гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh полное «отключение» отдельных прослоев из разработки как со стороны нагнетательных, так и со стороны добывающих скважин. Об «отключении» некоторых прослоев из разработки говорят результаты промысловых исследований профиля приемистости и притока. Прямым свидетельством «отключения» гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh слоев из процесса заводнения, например, является и устойчивый рост процента нефти при самоизливе нагнетательных скважин, в которые ранее были закачаны сотни тысяч кубометров воды. Причинами частичного или полного «отключения» слоев пластовпримыкающих непосредственно к нагнетательным скважинам могут явиться: продуктивного объекта глинистым раствором или фильтратом бурового раствора в процессе бурения скважин. При этом в первую очередь и в большей степени снижается проницаемость низкопроницаемых пропластков в силу того, что размеры частичек глинистого раствора могут оказаться соизмеримыми с размером пор, в результате этого изменяется не только величина, но и профиль приемистости нагнетательной скважины; - кольматация слоев в призабойной зоне пласта вследствие наличия механических и других примесей в закачиваемой для поддержания пластового давления воде эффект кольматации в этом случае тем значительнее, чем меньше абсолютная проницаемость коллектора ; - низкая фазовая водопроницаемость коллектора в его призабойной зоне при остаточной нефтенасыщенности, в отдельных случаях на порядок ниже абсолютной проницаемости, при этом, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh меньше абсолютная проницаемость коллектора, тем ниже фазовая проницаемость для воды; - содержание некоторого количества нефти в сточной воде, которая, попадая в призабойную зону, постепенно забивает часть пласта; - набухание глин при взаимодействии с пресной водой гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh с растворами некоторых химреагентов например, с растворами активных щелочей и др. В процессе разработки многопластовых нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами с применением метода заводнения происходит частичное или полное «отключение» из системы дренажа разработки в первую очередь малопроницаемых слоев. «Отключение» слоев из системы дренажа происходит, особенно в тех случаях, когда слои изолированы друг от друга непроницаемыми прослоями. Если нефтенасыщенные разнопроницаемые слои полностью контактируют друг с другом, то ухудшение фильтрационных свойств слоев в призабойной зоне пласта не приводит к «отключению» их из разработки, так как в этих случаях имеют место межпластовые перетоки. Потокоотклоняющие технологии в гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh время становятся основным элементом системы разработки нефтяных месторождений с применением заводнения, позволяющим существенно снизить недостатки этого наиболее мощного и массового метода разработки. Без применения этих технологий сегодня практически не разрабатывается ни одно крупное месторождение России. Особенно возрастает роль потокоотклоняющих технологий для улучшения выработки высокопродуктивных объектов на поздней стадии разработки. Это объясняется гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh применением различных модификаций заводнения и его специфики на поздней стадии, обусловленной длительной закачкой больших объемов воды в продуктивные пласты. Данные рисунка 4 свидетельствуют о разнообразии гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh методов потокоотклонения на скважинах Ново-Елховской площади, среди которых выделяются наиболее часто используемые методы с применением гидрофобной эмульсии, осадко - гелеобразующей композиции и жидкого стекла. Наибольший прирост среднесуточного дебита по фонду анализируемых скважин промыслового объекта, показали методы с использованием микробиологического воздействия и биополимера «Ксантан». При этом наибольшая удельная эффективность - 2304 тонны на скважину рис. Результаты выполненного анализа по применению новых технологий и технических решений на поздней стадии разработки позволяют выбрать и рекомендовать технологии закачки СНПХ-9633 и микробиологического воздействия в качестве наиболее эффективного технического решения для поздней стадии разработки Ново-Елховской площади. Муслимов Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Муслимов Современные методы повышения нефтеизвлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности. УЖЕСТОЧЕНИЕ КРИТЕРИЕВ ПОДБОРА ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПРИ КРС ПО ДАННЫМ АНАЛИЗА УСЛОВИЙ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ Наиболее важным этапом выполнения тампонажных работ является правильный подбор изоляционного материала с учетом скважинных условий интервала изоляции. Одним из гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh важных критериев при выполнении данных работ является величина удельной приемистости нарушения. На рисунке 1 представлено распределение количества нарушений по их удельной приемистости. Характеризуя данное распределение, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh отметить, что большее количество нарушений имеют приемистость более 3 м ч-МПат. Кроме того данные нарушения приходятся в интервал интенсивных поглощений бурового раствора при бурении скважин. Распределение выполненных тампонажных работ по приемистости нарушений Анализ применения различных реагентов в ООО «Татнефть-АльметьевскРемСервис» за 2006-2009 гг. Как показывает практика выполнения работ по герметизации малых нарушений с приемистостью менее 0,5 м ч-МПана сегодняшний день данная проблема остается нерешенной. Выполняемые в рамках ОПР технологии например, Арзамит СНПХ 3002пластик КС имеют низкую успешность, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, несмотря на это, при ужесточении критериев применимости технологии можно достичь желаемого результата. Подтверждением данного факта является увеличения успешности выполнения технологии с увеличением удельной приемистости нарушения. Широко применяемая в 2006 и 2007 годы технология закачки пластика КС гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh успешна в сравнении с СНПХ. Возможно, необходимо возобновить испытание данной технологии. При выполнении работ по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны при приемистости от 0,5 до 1 м ч-МПа эффективность основного тампонажного материала - цемента ПЦТ-11-50 -составляет 83%, однократное применение СНПХ 3002 было успешным, добавление пластификатора в цемент не повысило успешность технологии. Так, наибольшая успешность характерна для цементов марки G практически на всем диапазоне условий применимости тампонирования, кроме интервалов поглощений приемистостью более 10 м ч-МПадля гельцемента наблюдается максимальная эффективность при приемистости в интервалах от 1 до 3 гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh более 5 гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh ч-МПацементы марки ПЦТ-11-50 обладают средним значением эффективности порядка 70-80%, стабильным во всем диапазоне условий. В гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, можно отметить, что каждая из представленных технологий имеет свой диапазон применимости, о чем свидетельствуют результаты анализа эффективности выполнения технологии в зависимости от приемистости. Естественно, учет только одного из параметров, т. Требуется более детальное изучение вопроса с привлечением информации о характере нарушения, его геологической принадлежности, минерализации вод в гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh продуктивного горизонта, способах снижения поглощения при бурении. Для выполнения данного анализа требуется создание единой базы выполнения тампонажных работ, а также применение регистрирующих ход процесса тампонирования и определения приемистости средств. СОЗДАНИЕ НАДЕЖНОЙ ОПЕРАТИВНОЙ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД НА ОСНОВЕ ИССЛЕДОВАНИЯ БУРОВОГО ШЛАМА Отбор изучение бурового шлама - важная и неотъемлемая часть геолого-технологических исследований. Шлам является источником прямой, непосредственной информации о свойствах и строении геологического разреза, вскрываемого скважиной, поэтому в общем комплексе оперативных методов изучения разреза в процессе бурения ему принадлежит ведущая роль. Результаты исследования пористости шлама описаны в работах Вышеупомянутые авторы проводили измерение пористости традиционными лабораторными методами, что в значительной мере снижало точность и быстроту проведения анализа, так как применяемые методы керосинонасыщения рассчитаны на образцы объемом несколько кубических сантиметров. Методика изучения пористости бурового шлама с помощью гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh резонанса разрабатывалась во ВНИИЯГГе Обе методики позволяют точно и быстро находить интересующий параметр. Сидоровичем были проведены опытно-методические работы по оценке информативности новых методов исследования шлама: электронного парамагнитного резонанса ЭПРтермодесорбции и пиролиза ТДПи окислительно-восстановительного потенциала ОВП. Метод электронного парамагнитного резонанса ЭПР основан на поглощении сверхвысокочастотной энергии переменного поля парамагнитным веществом, находящимся в сильном постоянном магнитном поле. Все горные породы, битумы и нефть в различной степени обладают парамагнетизмом. Форма ЭПР-спектра различна для каждого литотипа горных пород и нефтей отдельных пластов. Метод термодесорбции и пиролиза ТДП основан на программируемом разогреве образцов горной породы от 30 до 600°С. В интервале температур до 300°С происходит десорбция свободных углеводородов, входящих в состав попутных газов и нефтей углеводороды метанового ряда, ароматические углеводороды и др. В интервале температур 300-600°С происходит собственно пиролиз, в результате которого происходит превращение органического вещества ОВ в газообразные углеводороды, преимущественно СН4. Метод окислительно-восстановительного потенциала ОВП основан на способности химических элементов и соединений создавать гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh или восстановительное состояние среды. Это позволяет повысить достоверность получаемой информации гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh проводить её обработку по разработанным программам с использованием компьютера, то есть появляется возможность автоматизировать и компьютеризировать процесс проведения анализов интерпретации их результатов с выдачей геологической информации в любом, удобном для дальнейшего использования виде. Существуют эмпирические формулы для определения прочностных свойств горных пород при известной пористости. Создание надежной оперативной методики определения физико-механических свойств бурового шлама открывает перспективы получения представительной, экономически выгодной и экспрессной информации о геологическом разрезе скважины. Новые методы исследования бурового шлама гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh керна в процессе бурения поисковых и разведочных скважин на нефть и газ. Тезисы докладов Международного симпозиума «Новые высокие 2. Методическое гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh по определению коллекторских свойств горных пород импульсным методом ЯМР проект. Определение пористости на образцах малого объема и частицах шлама методом ЯМР. Под оптимальным режимом бурения углубления скважин понимается получение наилучших технико-экономических показателей при данных условиях бурения. Разные сочетания значений параметров углубления скважин дают множество вариантов работы долота, которые обуславливают приближение или удаление от оптимума в процессе работы. Подбор оптимального режима бурения, осуществляется в настоящее время, в основном, сугубо эмпирически на основе экспертного гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh активного или гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh промыслового опыта. Модели нахождения лучших режимов бурения требуют значительных затрат времени и средств на подготовку исходной информации: для анализа опыта бурения нужен, как минимум, сам опыт; для принятия решения по поводу нового варианта бурения необходимо его испытание; для использования методов, основанных на определении механических свойств пород, нужен представительный керновый материал; для применения аналитического метода необходимо осуществить продолжительные промысловые исследования гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh различным программам в нескольких скважинах. Естественно, в разведочном бурении, где почти нет промысловой информации, не могут использоваться данные методы. Все известные методы совершенствования режимов бурения, в том числе аналитические, ориентированы на учет только части влияющих на результат бурения факторов. В настоящее время нет математической модели работы долота, которая в полной мере учитывала бы все основные параметры бурения, гидравлическую программу промывки и условия залегания гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh пород. Такая модель бурения должна отражать основные известные закономерности влияния перечисленных факторов, где входные данные - это коэффициенты, отражающие тип долота, состав компоновки, профиль скважины, вид промывочной жидкости и геологические факторы, а не эмпирические зависимости. Реальные значения параметров бурения, такие как: технические параметры, гидравлика, расположение компоновки могут быть получены с использованием телеметрических систем в процессе бурения. Также, по желанию заказчика в компоновку включают дополнительные модули. Они регистрируют такие параметры как осевая нагрузка на долото, частота вращения долота, давления на забое в бурильной колонне и за ней, а также сопротивление пород и гамма-излучение. Необходимо отметить, что данные параметры поступают от забоя до устья в режиме реального времени, что позволяет их применять при моделировании оптимального режима бурения. Современные шарошечные долота как и долота PDC в состоянии пробурить несколько разных пачек одинаковой буримости. Это обстоятельство внесло принципиальные математические трудности в проектирование работы долота и, по существу, опровергло все ранее разработанные аналитические методики, направленные на прогнозирование работы долота в однородной породе. Шрейнера основаны на изучении процесса бурения шарошечными долотами по выходным показателям их работы: механической скорости бурения, проходке на долото, времени бурения. Основные закономерности процесса изучались на стендах и в промысловых условиях, однако, полученные в результате исследований закономерности чаще всего представлялись в виде отдельных интегральных зависимостей интегральных показателей от действующих параметров: осевой нагрузки, скорости вращения и др. Современная адекватная методика проектирования должна учитывать влияние не только осевой нагрузки на долото, его типа и скорости вращения, но и гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh изменения буримости в процессе работы долота, технологических гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh бурения, волновых процессов в бурильной колонне и гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh струйной промывки, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh любых условиях, в том числе при бурении разведочных скважин. Высокое качество и технико-экономическую эффективность строительства скважин можно достичь при хороших технологических свойствах буровых растворов, совершенной технологии промывки в соответствии с современными гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh и оборудованием. Достижение потенциальной продуктивности нефтяных пластов находится в прямой зависимости от комплекса работ на заключительной стадии строительства скважин. Достоверная оценка свойств бурового раствора горно-геологическим условиям бурения для обеспечения качественного вскрытия продуктивных пластов достигается при учёте не только показателей плотности и фильтрации, а В решении проблемы качественного вскрытия нефтенасыщенных пластов важное место занимает экспериментальная оценка влияния различных факторов на проницаемость кернов. Проведенные экспериментальные исследования на кернах Восточно-Таркосалинского, Менеузовского, Ромашкинского месторождений дали следующие результаты табл. В частности, кальций ограничивает проникновение твердой фазы в пласт и более полному восстановлению по нефтепроницаемости коэффициент восстановления проницаемости возрастает на 15%. Ещё более эффективным является совместное применение кольматирующей добавки СаСО3 и МЛ-1. В этом случае коэффициент восстановления проницаемости увеличивается на 22%. Лучшие результаты получены при добавлении КПАВ, так как проявляется синергетический эффект от использования сочетания в единой оболочке нескольких Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh различной природы. В буровом растворе КПАВ биоразлагаем, что улучшает естественные фильтрационные свойства пласта. Добавки МЛ-1 и КПАВ придают буровому раствору гидрофобизирующий эффект. Что касается влияния проникающего фильтрата на изменение нефтепроницаемости коллектора, то показатель s на границе с углеводородной жидкостью определяет величину и направление действия капиллярных сил. С увеличением проницаемости до 1 мкм гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh более разница между значениями достигаемого b при высоких и низких значениях s уменьшается, то есть высокопроницаемых пластов степень влияния физико-химических свойств фильтрата снижается. Влияние межфазного натяжения о на границе фильтрат—нефть на коэффициент восстановления проницаемости пласта Приведенные результаты исследований позволяют оценить возможности и степень надежности предлагаемых технологических гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh и композиций, наметить их дальнейшего совершенствования. Внедрение наиболее эффективных сочетаний композиций бурового раствора обеспечит наилучшие условия для вызова притока нефти и в итоге получения высокого дебита. Буровой раствор с гидрофобизирующими свойствами для вскрытия низкопроницаемых продуктивных коллекторов. Использование комплексного ПАВ при заканчивании скважин с целью сохранения естественных фильтрационных свойств ЕФС продуктивных пластов в терригенных и карбонатных коллекторах. Бурение и нефть - 52010. Процесс углубления скважин в горных породах связан с необходимостью применения эффективных породоразрушающих долот. Усложнение условий бурения определяется повышением глубины залегания природных энергоресурсов и усложнением горно-геологических условий. Все больше применяются скважины сложных профилей, в том числе с проводкой наклонно-направленных и горизонтальных участков стволов, поэтому к эффективным конструкциям породоразрушающих элементов в настоящее время интерес существенно возрос. По базовой технологии, принятой буровыми предприятиями на территории Татарстана, при вскрытии продуктивной части терригенного девона используются трехшарошечные долота 0215,9мм с маслонаполненными опорами типа СЗ-ГАУ, ТЗ-ГАУ, ТКЗ-ГАУ. В период 2006-2008гг на Федотовской площади Ново-Елховского месторождения на отложения терригенного девона были пробурены 11 скважин. При бурении данных скважин возникали осложнения при прохождении саргаевского горизонта гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh терригенного девона: заклинки и прихваты. Скорость проходки при этом падала до 0,4мчас. Отмечался также быстрый износ долот. Это может быть вызвано наличием пропластков при гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh скважины, что осложняло определение момента выхода долота из строя зачастую после ~40-50м бурения долото поднимали со 100% отработкой аварийный износ опор и приводило к дополнительным затратам на спуско-подъемные операции и затраты на дополнительные долота. В среднем гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh первичное вскрытие продуктивного горизонта на данном участке затрачивалось от 15 до 25 суток работы буровой бригады. Данное обстоятельство гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh осложнениями, возникающими в процессе бурения, связанными с катастрофическим обваливанием кыновских глин. Наибольшее пагубное воздействие на кыновские глины имеет временной фактор, который при механических скоростях проходки и количествах СПО - это первая актуальная проблема, которую необходимо было решить. Одним из способов решения является применение бесшарошечных долот PDC У 8-215,9 ST-4CT для бурения в интервалах саргаевского горизонта и терригенного девона. Данный тип долот обладает высокой износостойкостью и работоспособностью, лопастные долота PDC обеспечивают кратное увеличение проходки за долбление, повышая при этом механическую скорость бурения. Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, но достаточно прочная система крепления резца в сочетании с упрочнением поверхности наплавкой карбида вольфрама делают эти долота неповторимыми по эксплуатационным качествам и ремонтопригодности. Спиральная калибрующая поверхность улучшает качество очистки, уменьшает крутящий момент и сводит на нет завихрения долота. Наличие стабилизирующих элементов снижает вибрацию бурового инструмента, предотвращает излом резцов, улучшает технологичность управления по заданному курсу траектории ствола скважины. Высокая работоспособность инструмента и технологичность управления траекторией гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh скважины позволяют буровикам решить важнейшую задачу по снижению стоимости метра проходки и улучшающие эксплуатационные качества инструмента. Корпус долота PDC У8-215,9 ST-4CT стальной с восемью спиральными лопастями, армированными износостойким материалом. Геометрия спиральных лопастей обеспечивает вынос шлама с забоя и стабилизирует работу долота на забое. Конструкция высоких лопастей улучшает очистку забоя от выбуренной породы, наличие РДС зубцов на калибрирующей части повышает износостойкость долота. Установлены противоударные вставки, ограничивающие вибрацию долота и повышающие стабильность бурения. Долото отработало на забое 203 часа, из них время, затраченное на механическое бурение, составило 187 часов. Средняя механическая скорость при бурении долотом PDC роторным способом составила 0,66 мчас. После подъема инструмента произведена ревизия долота, при этом износ вооружения не отмечается. Бурение гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh в интервале гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh проходка 129м с использованием винтового забойного двигателя Д-172. Время работы долота на забое составило 65 часов, из них время, затраченное на механическое бурение - 59 часов. Средняя механическая скорость за рейс составила 2,2 мчас. В итоге при использовании долота типа PDC У 8-215,9 ST-4CT получается технологический и экономический эффект по следующим позициям: - увеличение механической скорости при первичном вскрытии продуктивного горизонта относительно базовой технологии; - стоимость долота Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh У8-215,9 ST-4CT в 2 раза превышает стоимость долот типа ТЗ-ГАУ, СЗ-ГАУ, однако 1 долото используется на 2 скважинах, тогда как на скважинах затрачено 7 новых долот с маслонаполненными опорами; - предельно исключается влияние временного фактора, что позволяет избежать осложнений с кыновскими глинами. Время затраченное на первичное вскрытие при бурении винтовым забойным двигателем составило 3 суток при использовании шарошечных долот затрачивалось до 25 суток из-за осложнений ; Необходимы дальнейшие исследования в области конструкторских решений по оптимизации промывочных отверстий. Изменение конструкций данных типов долот приведет к улучшению качества промывки и как следствие улучшит все технологические показатели. Моделирование работы долота на разрушенном забое Инженер-нефтяник. При этом на поверхности пор возникает граничный слой, состоящий в основном из смолисто-асфальтеновых углеводородов, молекулярная гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh которых гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh от центра пор к их поверхности. Толщина граничных слоев может достигать десятков нескольких мкм. В порах, размер которых меньше толщины двойного граничного слоя, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh высокомолекулярные углеводородные соединения, характеризующиеся пониженной подвижностью, большей вязкостью, плотностью и другими аномальными свойствами. С увеличением размера пор больше двойной толщины граничного слоя, в центральной части поры увеличивается содержание углеводородов с меньшей молекулярной массой, характеризующиеся большей подвижностью гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh которые, по-видимому, при заводнении в первую очередь будут вытесняться в добывающие скважины. Известно, что нефть с большим содержанием смол и асфальтенов характеризуется большими значениями коэффициентов светопоглощения и пониженными значениями параметров вариации Ксп УаКспдля нефти с пониженными значениями смол и асфальтенов происходит инверсия этих параметров. Таким образом, при постепенном заводнении коллектора и увеличении накопленной добычи нефти по скважине должно происходить уменьшение параметра УаКсп добываемой нефти. При наличии закономерного уменьшения этого параметра в зависимости от величины накопленной добычи нефти оптический метод может быть использован для оценки оастаточных извлекаемых запасов нефти, что показано в докладе на примере тульских отложениях Архангельского месторождения нефти блок 1. По некоторым участкам подсчет не производился вследствие остановки скважин в период отбора проб нефти. Если расчетная добыча, соответствующая текущему значению VaKra, оказывалась больше действительного значения накопленной добычи, то остаточные извлекаемые запасы ОИЗ рассчитывались из критической накопленной добычи за минусом расчетной накопленной добычи например, скв. Если же величина расчетной накопленной добычи, соответствующая текущему значению VaKra, превышала критическую накопленную добычу, то ОИЗ вычислялись по гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh критической накопленной добычи и действительной накопленной добычи. Если же величина расчетной накопленной добычи, соответствующая текущему значению VaKra, была значительно меньше действительной накопленной добычи, то ОИЗ вычислялись по разнице критической накопленной добычи и действительной накопленной добычи скв. В случаях, когда текущее значение VaKra превышает 51,07 по формуле 1 или 18,58 гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh формуле 2расчет запасов не производится действительная добыча скважины превышает ее потенциальные возможности, например скв. Отмечается значительный прирост запасов по скважинам 4113, 4405, закономерное снижение запасов по скважине 4106 и резкое снижение запасов по скв. Прирост запасов по объекту в анализируемый период связан с одной стороны как с увеличением количества исследованных скважин, так возможно с необходимостью более тщательного изучения особенностей применения метода. При подсчете запасов нефти по данным проб, отбор которых производился в 2010 году, выявились следующие типы скважин: 1. Повышение точности и перспективы применения подсчета остаточных извлекаемых запасов нефтеносных пластов при зоводнении могут быть гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh с разработкой автоматизированных систем измерения оптических свойств добываемой нефти. В докладе анализируется изменчивость параметра вариации коэффициента светопоглощения? При этом средние квадратичные значения Ксп нефти определялись по результатам лабораторных исследований проб нефти методом многократных минимизированных измерений на приборе КФК-3 при длине волны монохроматического света 500 нм. Предварительно производилось тщательное обезвоживание нефти. Для расчета средних квадратических отклонений Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh использовалась формула На рис. Накопленная добыча на анализируемом участке Архангельского месторождения варьирует в широких пределах от 3491 скв. Значительная величина накопленной добычи более 80 000 т достигнута в скважинах, расположенных в центральной части объекта скв. Установлено, что в большинстве случаев повышенным значениям накопленной добычи по скважине соответствуют пониженные значения УаКсп добываемой нефти исключения составляют некоторые скважины, например 4133 и 4190. При учете данных всех скважин корреляция характеризуется пониженными значениями достоверности аппроксимации гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh. Производилась фильтрация данных, которая заключалась в отклонении возможно ошибочных данных и в различных видах группирования скважин. Для этого анализируемый участок месторождения был разделен на участки, включающие нагнетательную скважину и реагирующие добывающие скважины всего 9 участков. Например, были временно исключены из анализа следующие данные УаКсп: 1. Данные по скважинам 4106,4107 и 4110, расположенным на участке 7 для которых был характерен стабильно высокий прирост накопленной добычи в 2005-10 годы. При фильтрации этих гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh корреляция принимает вид линейной регрессии, иллюстрируемый на рис. Общее количество ионов в грунте, способных к обмену в данных условиях, называют емкостью поглощения, или емкостью обмена грунта. Емкость поглощения обычно выражается в миллиграмм-эквивалентах на 100 г абсолютно сухого грунта и определяется в нейтральной среде, т. Величина емкости поглощения грунтов обычно не превышает 100 мг-экв на 100 г навески. И лишь у минералов группы монтмориллонита достигает 150 мг-экв на 100 г. Так как большинство минеральных и органических частиц в воде получают отрицательный заряд, то в обмене участвуют главным образом катионы. Поэтому можно говорить о механизме катионного обмена. Обменная гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh определяется в равной степени гранулометрическим и минералогическим составом грунтов По величине емкости обмена тонкодисперсные минералы, широко встречающиеся в различных грунтах, можно подразделить на три группы: 1 минералы с большой обменной способностью - монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, вермикулит, флогопит и другие; 2 минералы со средней обменной способностью - хлориты, гидрослюды иллитымусковит, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh и другие; Очень высокой обменной способностью обладают органические и органо-минеральные соединения, встречающиеся в грунтах. Обменные катионы находятся в химической связи с поверхностными молекулами минеральных частиц. Проникновение катионов в состав кристаллической решетки обусловливает возможности этой химической связи. Способные к обмену катионы входят в состав коллоидных мицелл вокруг частиц грунта, находятся на внешней поверхности частиц, в межпакетном пространстве кристаллической решетки рис. Базальные поверхности частиц каолинита электронейтральны. Поэтому обменные реакции у частиц каолинита протекают только по сколам кристаллической решетки рис. Схема катионного обмена на частицах каолинита агидрослюды б и монтмориллонита в ; а, б - экстрамицеллярный обмен; в - интрамицеллярный обмен Гидрослюды имеют также жесткую кристаллическую решетку, но их базальные поверхности несут значительный отрицательный заряд, который возникает благодаря нескомпенсированности зарядов внутри кристаллической обычно Mg. Вследствие этого ионный обмен у гидрослюд происходит не только по сколам, но и по всей площади базальных плоскостей рис. Емкость поглощения гидрослюд значительно превышает емкость поглощения каолинита; величина ее составляет 10-40 мг-экв на гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh г. В обоих рассмотренных случаях обмен происходит на внешней поверхности частиц. В отличие от него может быть интрамицеллярный обмен, когда обменные гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh проникают в межпакетное пространство подвижной кристаллической решетки. Такой случай типичен для монтмориллонита. У монтмориллонита изоморфные замещения проходят в меньшей степени, чем у гидрослюд, поэтому его базальные поверхности имеют несколько меньший отрицательный заряд, чем базальная поверхность гидрослюд, но из-за подвижного характера кристаллической решетки для обменных реакций оказываются доступными не только внешняя, но и все внутренние поверхности частицы рис. Величина емкости обмена при сочетании экстра- интрамицеллярного обмена наибольшая, для монтмориллонита она составляет 80-150 мг-экв на 100 г. Состав обменных катионов определяется минералогическим составом грунтов и составом их воды. Чаще всего среди обменных катионов находятся Са2+, Mg2+, Na+, K+, H+, реже Al3+, Fe3+, Fe2+, NH4+, Li+. В относительно большом количестве среди обменных катионов встречается широким распространением в природе солей кальция и 2 большой энергией вхождения кальция в поглощающий комплекс. Последнее обстоятельство особенно важно, так как оно обеспечивает преобладание кальция в поглощающем комплексе грунтов, несмотря на малую растворимость его солей. Установлено, что многие грунты, переносимые и отложенные пресными водами - ледниковыми, речными и атмосферными, содержат в поглощающем комплексе в большем или меньшем количестве Н+, например, моренные отложения Валдайской возвышенности. В таких грунтах все простые соли, вплоть до малорастворимых карбонатов кальция, могут быть вымыты и Обменный Mg присутствует в дисперсных грунтах обычно в меньшем количестве, чем кальций. В почвах относительное содержание его в В глинах содержание Mg может быть выше, особенно в таких, которые генетически связаны с выветриванием основных изверженных пород, богатых магнием, например, габбро, или в доломитизированных разностях мергелистых глин. Из одновалентных катионов чаще всего присутствует Na+. Ион натрия у многих морских глин в процессе диагенеза может быть замещен на ион кальция. Этой замене способствует присутствие известковистых раковинок и кальциевых минералов, растворение которых создает повышенную концентрацию Ca2+ в морских породах. Глинами с повышенным содержанием обменного Na+ или даже типичными натриевыми глинами являются такие, в которых присутствуют в значительном количестве соли Na+, чаще всего NaCl. Грунты, содержащие заметное количество свободных солей, называются засоленными грунтами. После вымывания простых солей грунты могут содержать в различных количествах обменный натрий. В этом случае их называют солонцеватыми грунтами. К солонцеватым грунтам относятся многие глинистые отложения, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh в морских условиях. По своей активности ионы располагаются в следующий ряд по убыванию активности : Li, Na, K, NH4 Mg, Ca, Ba, H, AI, Fe. Изучение состава обменных катионов изменения его во времени имеет большое гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh значение, так как свойства высокодисперсных грунтов, например глинистых и лессовых, зависят от состава обменных катионов в неменьшей степени, чем от других факторов. Состав обменных катионов играет определяющую роль в содержании различных категорий воды в грунте, одновременно сказываясь на формировании его микроструктуры и микротекстуры. Это же, в свою очередь, определяет инженерно-геологические свойства грунтов. От состава обменных катионов зависит в значительной степени содержание связанной воды в грунтах. Образование мощных оболочек связанной воды влечет за собой распад микроагрегатов в грунте. Уменьшение оболочек связанной воды вокруг грунтовой частицы ведет к обратному явлению-процессу коагуляции частиц, т. Денисов 3 считал, что состав поглощенных катионов в очень большой мере сказывается на сорбционной способности частиц, т. Так, в присутствии одновалентного катиона Na+ при прочих равных условиях частицы связывают существенно большее количество воды, чем в присутствии двухвалентных катионов - Са2+, Mg2+. Таким образом, Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh как бы усиливает влияние глинистых частиц на свойства пород, а двухвалентные катионы, наоборот, это влияние уменьшают. Иными словами, замена в глинистых породах двухвалентных катионов катионами Na эквивалентна по своему влиянию на свойства пород увеличению содержания глинистых частиц. Это обстоятельство имеет очень важное значение. Содержание глинистых частиц в породе, так называемая «глинистость» породы, определяет такие свойства, как способность грунта к набуханию и величину его усадки. Например, набухание происходит при поглощении породами воды, сопровождающемся увеличением толщины пленок связанной воды в контактах частиц и расстояния между ними под действием расклинивающего влияния этих пленок. Набухание сопровождается падением прочности глинистых пород. Изменение микроструктуры высокодисперсных грунтов в зависимости от состава обменных катионов связано с возникновением и распадом микроагрегатов. Особенно сильно это сказывается при искусственном насыщении грунта каким-либо одним катионом. Одновалентные катионы особенно имеющие малый ионный радиус и большие гидратные оболочки- Li+, Na+ резко увеличивают дисперсность грунтов, двух- и трехвалентные катионы? Естественно, что изменение микроструктуры ведет к гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh характера микротекстуры. Это хорошо видно на фотографиях, сделанных на сканирующем электронном микроскопе рис. Во всех случаях Na-глины и Ca-глины имеют разную микротекстуру, что объясняется диспергирующими и коагулирующими свойствами этих катионов. Влияние обменных катионов на содержание в грунтах связанной воды, характер микроструктуры и микротекстуры и свойства грунтов значительно больше в том случае, когда в глинистой фракции грунта содержатся минералы с раздвижными кристаллическими решетками, имеющие большую емкость катионного обмена монтмориллонит ; при содержании в глинистой фракции минералов с жесткими межпакетными связями, имеющих малую емкость Установлено, что обменные катионы оказывают существенное влияние на прочность глинистых грунтов. Она изменяется в зависимости от того, в скоагулированном или диспергированном состоянии находятся частицы в процессе высыхания грунта. При диспергации частиц величина прочности сухих грунтов повышается. Этим объясняется изменение величины прочности глинистых грунтов в зависимости от состава обменных катионов. Опыты показали, что катионы Na+ и NH+4, обусловливающие диспергацию грунтов, придают им наибольшую прочность, а AIвызывая коагуляцию, уменьшает величину прочности по сравнению Na+ почти в шесть раз. Несколько меньшее увеличение прочности наблюдается при насыщении Na+ суглинистых грунтов. В этом случае прочность образцов, насыщенных Na+, в 1,5-2 раза больше прочности образцов, насыщенных Са2+ и Н+. В целом, изменение прочности глинистых грунтов в зависимости от состава обменных катионов происходит не строго в соответствии с их диспергирующей способностью, а имеет более сложную закономерность, когда некоторые одновалентные катионы например К+ дают гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh прочность, чем двухвалентные катионы. Обменная способность грунтов широко используется в практической деятельности грунтоведов и строителей. При производстве гранулометрического анализа широко применяются физико-химические методы подготовки грунта к анализу, разработанные советскими учеными Эти методы основаны на том, что в грунт вводятся одновалентные катионы чаще всего Na+ и NH+4которые, переходя в поглощенное состояние, вызывают диспергацию естественных грунтовых агрегатов за счет возникновения мощных пленок связанной воды. В результате этого при физико-химической подготовке грунтов к анализу мы получаем наиболее объективное представление о дисперсности грунтов. Физико-химическая обменная способность грунтов используется для уменьшения величины водопроницаемости связных грунтов. В 1933 году Соколовский предложил метод борьбы с фильтрацией из водохранилищ и каналов, основанный на замене поглощенного Са2+ на Na+. Позднее он дал детальное обоснование этому методу, который стал известен под названием метода солонцевания. Сущность его состоит в том, что в грунт вносится NaCI Na+, переходя в поглощающий комплекс, диспергирует грунт и тем самым значительно уменьшает и даже нередко прекращает его водопроницаемость. Этим методом успешно уменьшается величина водопроницаемости как бескарбонатных, так и карбонатных грунтов. Например, черноземы снижают свою фильтрационную способность в 214-285 раз, а карбонатные грунты? ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРЕЛОМЛЕНИЯ И Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh ДИСПЕРСИИ НЕФТЕЙ АРХАНГЕЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Запасы нефти Архангельского месторождения приурочены к сложнопостроенным коллекторам, большой процент которых относится к трудноизвлекаемым. При разработке месторождений высоковязких нефтей свойства их меняются в зависимости от процессов, происходящих в пласте. Проведенные лабораторные исследования по определению показателей преломления и средней дисперсии нефти Архангельского месторождения, отбор которых производился в зоне проведения СПС, позволили выявить временные закономерности изменения вышеназванных свойств. Измерение показателей преломления и средней дисперсии производились с помощью рефрактометра лабораторного ИРФ-451 Б2М. Принцип действия рефрактометра основан на явлении полного внутреннего отражения при гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh светом границы гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh двух сред с разными показателями. Рефрактометром можно исследовать вещества с показателем преломления от 1,2 до 1,7. На основе полученных результатов измерений были построены кривые преломления, рассчитаны значения средней дисперсии растворов с различной концентрацией исследуемой нефти в растворе керосина. Данные кривые представляют собой полулогарифмические зависимости показателя преломления и средней дисперсии от концентрации нефти в растворе керосина рис. Результаты исследований проб нефти Архангельского месторождения в период исследования показывают, что кривые преломления проб нефти скважин удаленных от водонефтяной зоны скв. Различия в показателях преломления и средней дисперсии, подтверждаемых характером кривых преломления и дисперсии, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh о неоднородности нефти Архангельского месторождения. Полученные данные могут быть использованы для оценки текущих значений нефтенасыщенности пород и подсчета остаточных запасов нефти. На основе проведенных исследований были построены корреляционные зависимости показателей гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh и лабораторных данных. Одномерные корреляционные зависимости показателя преломления высоковязких нефтей от накопленной добычи нефти характеризуется высокими коэффициентами достоверности гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh В таблице 1 приводятся результаты аппроксимации накопленной добычи высоковязких нефтей и показателей преломления nd с учетом всех имеющихся данных. Были изучены линейная, логарифмическая, степенная, экспоненциальная, полиноминальная 2 степениполиноминальная 3 степениполиноминальная 5 степени типы аппроксимации данных рис. В приведенных формулах аппроксимации Y соответствует показателю преломления nd и средней дисперсии nrncа Х гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh накопленной добыче высоковязких гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh. Наиболее высокий коэффициент достоверности аппроксимации данных 0,3834 соответствует полиноминальной зависимости 3 степениимеющий вид В таблице 2. Одномерные корреляционные зависимости средней дисперсии высоковязких нефтей от накопленной добычи нефти характеризуется низкими коэффициентами достоверности аппроксимации R для линейного, логарифмического, степенного, экспоненциального, полиноминального 2 степениполиноминального 3 степени типов аппроксимации. Эффективным методом изучения характера насыщения карбонатных коллекторов в межскважинном пространстве зарекомендовал себя радиоволновой метод. В пользу радиоволнового метода говорит высокая электроконтрастность электрических свойств коллекторов и вмещающих карбонатных пород. Электросопротивление пород разреза может изменяться в десятки и сотни раз. Еще более важно, что нефть обладает наименьшим, а вода наибольшим значениями относительной диэлектрической проницаемости, что, в принципе, позволяет разделять коллектора по характеру насыщения. Физико-геологической основой метода радиоволновой геоинтроскопии горных пород в межскважинном пространстве РВГИ является зависимость интенсивности поглощения энергии радиоволн горными породами, расположенными на трассе распространения волны, от электрических характеристик этих пород: удельного электросопротивления и диэлектрической проницаемости. Породы, обладающие более низкими удельным электросопротивлением р эф и значениями диэлектрической проницаемости еэффхарактеризуются более высоким поглощением радиоволн. Степень различия электрических характеристик пород электроконтрастностьслагающих разрез, определяет возможности метода для геокартирования, обнаружения и локализации неоднородностей. Диапазон рабочих частот от 0. Это дает принципиальную возможность для проведения измерений ОРВП на таких частотах, чтобы в одних и тех же породах обеспечивать условия: - либо преобладания токов проводимости среда-квазипроводниклибо преобладания токов смещения среда-квазидиэлектрик. В первом случае, коэффициент поглощения радиоволн гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh определяться исключительно удельным электрическим сопротивлением среды, а во втором - в значительно большей степени значением ее диэлектрической проницаемости. Одним из наиболее перспективных направлений по вовлечению в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти наряду с совершенствующимися физико-химическими методами увеличения нефтеотдачи является бурение скважин с применением горизонтальных технологий. Среди основных задач решаемых с применением горизонтальных технологий при разработке объектов НГДУ «Альметьевнефть» можно выделить организацию выработки запасов нефти под населёнными пунктами их санитарно-защитными зонами с соответствующим уменьшением проектного фонда добывающих скважин. В связи с этим в НГДУ «Альметьевнефть» в 2006 году начаты активные работы по вовлечению в полноценную разработку отдельных участков со слабодренируемыми запасами залежей верхних горизонтов бурением горизонтальных скважин. Общее количество пробуренных скважин с применением горизонтальных технологий ГС и МЗС в период 2006-2009гг составило 19 скважин. Основное бурение велось на бобриковский горизонт 12 скважин. Общее количество горизонтальных скважин пробуренных на турнейский ярус и бобриковский горизонт по НГДУ «Альметьевнефть» сопоставимо с их количеством по НГДУ «Джалильнефть», «Лениногорскнефть», «Азнакаевскнефть» эксплуатирующими залежи Ромашкинского месторождения. На первом участке рис. Ловушки часто приурочены к рифогенным локальным осадочным карбонатным образованиям и эрозионным выступам. Разработка критериев нефтеносности и оптимизация поисково-разведочных работ в таких локально-нефтеносных объектах является актуальной проблемой. По результатам нефтепоисковых гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh считается достаточно обоснованным вывод ряда исследователей о том, что образование залежей нефти в карбонатных коллекторах востока и юго-востока Татарстана происходило за счет разрушения и переформирования месторождений в нижнем базисном горизонте - терригенном девоне и последующей миграции нефти по восходящим каналам с заполнением трещинных зон. Расположенные выше терригенного девонского продуктивного горизонта карбонатные коллекторы по различным геолого-техническим причинам изучены в значительно меньшей степени, чем основные объекты эксплуатации. Очевидна важность выявления каналов миграции и ореолов рассеяния Рассматривались структурно-морфологические параметры, определяющие гидравлические условия накопления тяжелых нефтей в карбонатных ловушках. Для дальнейшего опоискования структур необходим критерий, основанный на учете закономерностей формирования и переформирования залежей углеводородов в отложениях палеозойского чехла и фиксирующийся в породах карбонатных резервуаров. Установлено, что высокая эффективность опоискования достигается за счет использования зон повышенных значений ГК в породах покрышки. На стадии разведки и доразведки необходимо установление контуров нефтеносности, которое в карбонатных разрезах осложняется неоднозначностью интерпретации данных стандартных методов ГИС, поэтому важно подобрать расширенный комплекс методов ГИС, позволяющий достовернее выделять нефте-и водонасыщенные зоны в коллекторах. Выявление значимости структурного фактора проводилось на основе структурных карт по кровле заволжского, данково-лебедянского, елецкого, воронежского, бурегского и семилукского горизонтов. Доразведка перспективных горизонтов и прирост запасов относительно дешевым методом ежегодно дают возможность прироста запасов без бурения дорогостоящих разведочных скважин. В настоящее время за счет пересмотра геолого-геофизических материалов и планирования геолого-разведочных работ ГРР по бурящимся скважинам с их привязкой к структурам и на основании критериев поиска перспективных структур можно открывать новые залежи нефти. Потенциально нефтеносны отложения фамена, а учитывая, что поиск залежей нефти в карбонатных отложениях производится попутно при бурении на базисный горизонт - терригенные отложения девонато перспективным на поиски нефти будет весь разрез отложений до глубины забоя скважин. В результате анализа более 30 структур, приуроченных к различным тектоническим и фациальным зонам, была сделана попытка районирования территории по типам локальных структур, а также выявления возможных зон развития эрозионных выступов, рифовых массивов и других атектонических форм в карбонатной толще девона и нижнего карбона. В основу изучения положена методика анализа мощностей отложений применительно к гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh структурам. Анализ проводился по всему разрезу от кристаллического фундамента до отложений каширского горизонта. Брались следующие стратиграфические границы: поверхность кристаллического фундамента, электрорепер «средний известняк», кровля бурегского горизонта, кровля семилукского горизонта, кровля верхнефранского, нижнее - и верхнефаменского подъярусов, заволжского горизонта, и башкирского яруса, верейского горизонта всего 9 границ. При расчетах основными показателями являлись изменение амплитуды локальных поднятий по выделенным поверхностям А и величина изменения мощности отложений между смежными поверхностями в пределах свода и крыльев структуры Для каждой структуры строились профили по простиранию и вкрест простирания структуры, график изменения амплитуды по разрезу и график приращения мощности в сводовой части структуры. Привлекают к себе внимание многочисленные структуры на территории Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений. Все они имеют похожую характеристику: по поверхности кристаллического фундамента и терригенным отложениям девона, наибольшее положительное приращение мощности имеют гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh верхнефранским отложениям, выше по разрезу начинается выполаживание, по бурегским и семилукским отложениям под ядром структуры наблюдается некоторое прогибание слоев. По данным анализа это либо эрозионные выступы верхнефранских отложений, либо органогенные постройки. Среди просмотренных имеется несколько структур, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh которым поднят керн из этой части разреза скважина 15003 Миннибаевской площади. Причем это относится не только к бортовым частям Камско-Кинельской системы прогибов, что подтверждается большинством исследователей в этой области, но и структурам ЮжноТатарского свода. Подтверждением вышесказанного являются палеопостроения, сделанные на основании пробуренных скважин, а увидеть профиль регионально позволяют компьютерные программы. Внедрение импульсных нейтронных методов на месторождениях Татарстана началось с 1962г. При гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh ИНК успешно в течение более 50 лет применялись генераторы нейтронов различных модификации ИГН-4, ИГН-6, ИГН-32, ИГН-34 и т. Применение импульсного нейтронного каротажа помогло решить важные задачи контроля за разработкой нефтяных скважин. В первую очередь, для количественного определения остаточной нефтенасыщенности гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh нефтяного пласта, отражающие его способность гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh нефть при использовании применяемых методов нефтедобычи. При наличии аномальных горно - геологических условий залегания пластов, это гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh температуры и давление, на современном этапе освоения новых регионов перед подразделениями ООО «ТНГ-Групп» остро возникает необходимость иметь в своём распоряжении аппаратуру ИНК обладающую повышенной термо - и баро- стойкостью. Очень сложной является задача создания аппаратуры ИНК с высокой рабочей температурой, давлением и повышенным уровнем надёжности, позволяющей увеличить интервал межремонтных работ. Так с увеличением внешней температуры в современных интегрированных радиотехнических элементах начинают срабатывать встроенные системы защиты от перегрева. Особенно это ярко выражено в микросхемах, предназначенных для проектирования импульсных блоков питания. Задача также усложняется тем, что при повышении температуры трансформаторное масло, содержащееся в излучателе нейтронов, начинает сильно расширяться. Одновременно изменяются диэлектрические и прочностные свойства материалов, деформируются даже геометрические размеры некоторых деталей. При проектировании аппаратуры необходимо учитывать все эти факторы использовать при изготовлении высококачественные материалы не подверженные «старению» при многократных циклах нагрева и остывании. Используя многолетний опыт гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, изготовления и эксплуатации скважинных генераторов нейтронов, который накоплен в НТУ ОМП-30, была начата разработка нового прибора для экстремальных условий эксплуатации. В 2009 году в ОМП-30 разработан и начал прохождение предварительных испытаний, новый термостойкий импульсный генератор нейтронов для исследования нефтегазовых скважин АИНК45-150-2Ц диаметром 45 мм. Данный генератор позволяет проводить исследования в скважине при температуре 1500С и давлении до 80МПа в течение не менее 2 часов. Благодаря применению в приборе самой современной термостойкой элементной базы удалось решить поставленную задачу. Также были использованы новые схемные решения в основных блоках прибора. Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh специализированных микросхем для управления мощными транзисторами, в малогабаритном корпусе, имеющие улучшенные характеристики переключения для минимизации электромагнитных помех и выбросов напряжения, а также отличающиеся малыми потерями на переключение. Это позволило создать в приборе АИНК45-150-2Ц компактные импульсные источники высоковольтного питания для генератора нейтронов и детекторов нейтронов. В конструкцию прибора и особенно излучателя нейтронов были внесены новые технические решения, позволившие достичь высокой рабочей температуры прибора. Специально для этого прибора разработан новый излучатель нейтронов на основе вакуумной гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh трубки ТНТ1415 производство ВНИИА г. Москваспособный выдерживать рабочую температуру 150 0С. Многие блоки прибора были усовершенствованы с учётом опыта эксплуатации аппаратуры АИНЮ6-3Ц, АИНK43-1203Ц и АИНЮ0-Щ, выпускаемой в НТУ и широко используемой в различных регионах России. Внешний упрочнённый корпус прибора проходит специальную обработку ковкой, после чего при толщине стенки в 3,5 мм способен выдерживать внешнее давление до 80МПа. В результате создания данного проекта по разработке высокотемпературного излучателя нейтронов гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh разработаны изготовлены две новые установки. Первая установка предназначена для тонкой очистки излучателей нейтронов в собранном виде. Она позволяет уменьшить количество посторонних частиц, ухудшающих «пробивное» напряжение диэлектрической жидкости в излучателе. Вторая установка позволяет проводить проверку работоспособности излучателя нейтронов при различных температурах гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh визуально контролировать работу компенсатора. Всё это позволило ускорить процесс изготовления излучателей нейтронов и повысить их надёжность. Детекторами в приборе являются гелиевые счётчики тепловых нейтронов СНМ - 67 и СНМ - 56, которые обладают большой термостойкостью и ударопрочностью. Применение этих счётчиков отличает АИНK45-1502Ц от АИНK43-1203Ц тем, что проводятся исследования методом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа ИННK. В разработанном приборе, имеется блок контроля параметров работы скважинного прибора, благодаря которому, оператор постоянно может контролировать напряжение на стыковочной головке прибора, температуру в гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh. Одновременно, так же ведётся запись в энергонезависимую память времени наработки скважинного прибора. Регистрацию прибор проходит через собственную наземную панель «НП-1», а так же через универсальные геофизические регистраторы «ГЕКТОР», «КОНТУР», «Вулкан», «КЕДР». Данный прибор применяется для решения следующих геофизических задач: Определения гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh расчленения разрезов скважин, остаточной нефтенасыщенности и пористости заводненных пластов, положения водонефтяного и газонефтяного контактов. Комплекс АИНК45-1502Ц является разновидностью известных генераторов нейтронов и проходит опробование на исследуемых скважинах в НТУ. Результаты исследований сравнивались с результатами предыдущих генераторов, погрешность составила 3%. Группа сотрудников подготовила пакет конструкторской документации для начала работ нового термобаростойкого генератора. ОЦЕНКА ТЕПЛОВЫХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД И ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ СКВАЖИНЫ В ПРОЦЕССЕ ЕЕ ТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКИ Тепловой метод депарафинизации скважин с помощью закачки теплоносителя является одним гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh наиболее распространенных. Эффективность процесса определяется надежностью прогноза распределения температуры по гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh скважины. Существует много различных методик расчета этой температуры, однако все они гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh на знании тепловых свойств циркуляционной системы скважины и, в первую гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, коэффициентов теплопередачи от теплоносителя в НКТ к потоку в затрубном пространстве, а также коэффициентов теплопроводности и температуропроводности горных пород, окружающих скважину. Что касается последних гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, то их определение представляется особенно важным для расчета тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей и решение других нефтепромысловых задач. Известные теоретические методы определения коэффициентов теплопередачи основаны на эмпирических формулах и многочисленных допущениях, которые не всегда оправданы в каждом конкретном случае. В настоящей работе дана оценка тепловых свойств циркуляционной системы скважины в процессе ее тепловой обработки на основе анализа регулярного теплового режима. При этом рассмотрен случай, когда теплоноситель закачивается через затрубное пространство обратная циркуляция. Эта схема наиболее предпочтительна, так как позволяет избежать засорения забоя и затрубного пространства отложениями парафина. Если на входе в затрубное пространство скважины температура является периодической функцией, то с течением времени наступает режим теплообмена, при котором температурное поле в скважине перестает зависеть от начальных данных и определяется периодическими колебаниями температуры на входе. В случае наступления такого регулярного режима при тепловой обработке скважины температура на выходе из нее содержит много полезной информации о теплообменных процессах в потоке теплоносителя. Измеряя температуры на входе в скважину и на выходе из НКТ, можно определить их среднюю составляющую, амплитуду колебаний и сдвиг фаз. По полученным экспериментальных данным определяются коэффициенты теплопередачи, коэффициент теплопроводности окружающих пород и длина скважины. В работе предложена методика обработки экспериментальны Газоимпульсная обработка скважин «ГИО» относится к физическим методам воздействия на призабойную зону пласта. Комплекс оборудования и технологии предназначен для повышения производительности низкодебитного и реанимированного фонда скважин. При ГИО -сопла в верхней части ПГГ закрыты электоромагнитным каналом. При ГИОС - в нижней части ПГГ сопла закрыты мембранной. При ГИО ПГГ заправляются азотом из кунга до необходимого давления: -в 700атм при ОПЗ верхних горизонтов; -в 900атм при ОПЗ девона. ПГГ спускается на запланированную точку обработки. Производится замыкание цепи, срабатывает отрывается клапан и происходит выброс газа в точку обработки призабойной зоны скважины: При ГИОС ПГГ заправляется твердотопливными шашками, которые соединяются электрической цепью с геофизическим кабелем. Между шашками и соплами вставляется мембрана, рассчитанная на давление в 700 или 900 атм. При замыкании электрической цепи шашки загораются. При этом выделяется азот. При достижении необходимого давления мембрана ломается и газ выбрасывается в скважину. Остальные действия при ГИО и ГИОС одинаковые-газодинамический и гидравлический удары в пласт через перфорационные отверстия. В результате возникают механические нарушения в пористой среде, происходит разуплотнение кольматирующего пространства, АСПО, глинистых включений и водонефтяных эмульсий. От стенок паровых каналов отделяются загрязняющие частицы, внесенные в поры при бурении или в процессе эксплуатации скважины. Кольматирующий материал и органические загрязнения отделенные от стенок поровых каналов, извлекаются и выносятся из призабойной зоны гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh счет депрессии и репрессии, создаваемыми колебательными движениями столба жидкости. В дальнейшем для более полной очистки забоя скважины применяются: Дополнительно к текущей работе для изучения эффективности ГИОС были проведены в НГДУ «Лениногорскнефть» и «Азнакаевнефть» на 8 скважинах комплексы исследований с использованием САТ-1 и ВАК-8. На примере скважина 6322 НГДУ «ЛН» определено, что происходит очищение перфорационных отверстий от кольматанта и очищение призабойной зоны скважин. Затрачивается минимальное время для ОПЗ до 12 ч. При этом ОПЗ проводится при проведении текущего ремонта скважины. Дешевизна технологии по сравнению с ОПЗ по любым другим технологиям. В среднем стоимость одной обработки скважины составляет 76000 рублей. Не требуется составлять сметы затрат по каждой скважине отдельно. Стоимость ОПЗ усреднена по всем скважинам ОАО «Татнефть». Топить можно и ассигнациями», - эти слова Менделеева стали хрестоматийными, но справедливы они лишь отчасти. К 1914 году практически завершился перевод кораблей военно-морского флота крупнейших держав с угольного топлива на нефтяное. Это усилило мощность кораблей на одну треть. С тех пор потребность и ценность нефти лишь увеличивалась. В 1931 году академик Губкин выпустил книгу «Учение о нефти». С тех пор огромные научные коллективы исследуют состав, свойства, нахождение в природе и происхождение нефти. Первые попытки объяснить происхождение нефти относится еще ко временам античности. Афинский историк и географ Страбон, живший около 2000 лет тому назад, пишет в своем труде «География»: «В области аполлонийцев есть место под названием Нимфей, - писал он, - это скала, извергающая огонь, а под ней текут источники теплой воды и гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, вероятно, от сгорания асфальтовых глыб под землей. Страбон наблюдал не лавовый — наподобие Этны или Везувия, как полагал, а грязевой вулкан. Геологами нашего времени однозначно установлено, что грязевые вулканы не связаны с магматическими очагами недр, а являются частыми спутниками нефтяных месторождений. Анализ химического состава нефти разделил ученых на два противостоящих лагеря: сторонников неорганической и органической теории происхождения нефти. Основные химические элементы нефти — углерод 8287% и водород 11—14%. Количество серы колеблется от 0,1 до 5%, содержание азота и кислорода не превышает десятых долей процента. Но есть исключения: в калифорнийской нефти 1,2% кислорода и 1,7% азота. Нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5—6 гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh. Однако на глубинах свыше 4,5—5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1—3 км. На малых глубинах и при естественных выходах на земную поверхность нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др. Исследователи сходятся в том, что нефтеобразование — стадийный, весьма длительный обычно 50—350 млн. Помимо прочего была выявлена интересная закономерность, что многие месторождения нефти и газа обнаруживаются гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh зонами глубинных разломов земной коры. Сама по себе такая мысль не нова: на это обстоятельство обратил внимание еще В 50-е годы геолог-нефтяник Кудрявцев собрал и обобщил огромный геологический материал по нефтяным и газовым месторождениям мира, глубже обосновал приуроченность месторождений к глубинным разломам. Например, на севере Сибири, в районе гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh называемого Мархининского вала, очень часто встречаются выходы нефти на поверхность. На глубину до двух километров все горные породы буквально пропитаны нефтью. В то же время, как показал анализ, количество углерода, образовавшегося одновременно с породой чрезвычайно невелико - 0,02-0,4%. Но по мере удаления от вала количество пород, богатых органическими соединениями, возрастает, а вот количество нефти резко уменьшается. Гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh основании этих и других данных Кудрявцев утверждает, что нефтегазоносность Мархининского вала скорее всего связан не с органическим веществом, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh с глубинным разломом, который и поставляет нефть из недр планеты. Подобные же образования имеются в других регионах мира. В штате Вайоминг США жители издавна отапливают дома кусками асфальта, который они берут в трещинах горных город соседних Медных гор. Но сами по себе граниты, из которых состоят те горы, не могут накапливать нефть и газ. Эти полезные ископаемые могут поступить только из земных глубин по образовавшимся трещинам. Более того, найдены следы нефти в кимберлитовых трубках - тех самых, в гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh природа осуществила синтез алмазов. Такие каналы взрывного разлома земной коры, образовавшиеся в результате прорыва глубинных газов и магмы, могут оказаться вполне подходящим местом и для образования нефти и газа. Обобщив эти и множество других фактов, Кудрявцев создал свою магматическую гипотезу происхождения нефти. В мантии Земли под давлением и при высокой температуре из углерода и водорода сначала образуются сначала углеводородные радикалы СН, СН2 и СН3. Они гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh в гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh мантии от области высокого к области низкого давления. А так как в зоне разломов перепад давлений особенно ощутим, углероды и направляются в первую очередь именно сюда. Поднимаясь в слои земной коры, углеводороды в менее нагретых зонах реагируют друг с другом и с водородом, образуя нефть. Затем образовавшаяся жидкость может перемещаться как вертикально, так и горизонтально по имеющимся в породе трещинам, скапливаясь в ловушках. Исходя из теоретических представлений, Кудрявцев советовал искать нефть не только в верхних слоях, но и глубже. Этот прогноз блестяще подтверждается. В породах кристаллического фундамента архей-протерозойского возраста, вскрытых Кольской сверхглубокой скважиной зафиксировано присутствие родственного нефти битуминозного вещества, а в сверхглубокой скважине на Миннибаевской площади Татарстан в аналогичных породах - углеводородного газа. В последние годы на вьетнамском шельфе открыты крупные нефтяные месторождения Белый Тигр, Волк, Драконгде продуктивными оказались не привычные нефтяникам песчаники известняки, а глубинные кристаллические граниты. Похожее месторождение Оймаша известно в Казахстане. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА АБСОЛЮТНОЙ ГАЗОПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИ СТАЦИОНАРНОЙ И НЕСТАЦИОНАРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ Сущность метода гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh в определении постоянной стационарной или переменной нестационарной скорости фильтрации газа через образец горной породы в линейном или радиальном направлении под действием разности давлений. При стационарной фильтрации скорость определяется известным гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh газа, гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh через образец за фиксированный гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh времени при постоянной разности давлений; при нестационарной фильтрации скорость также определяется известным объемом газа, прошедшим через образец за фиксированный отрезок времени, но при переменной разности давлений на входе и выходе из образца. Существует установка для определения абсолютной газопроницаемости при стационарной гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh нестационарной фильтрации рис. Газ очищают от паров воды и загрязняющей пыли с помощью фильтра и хлористого кальция; - измерителями давления служат технические или образцовые пружинные манометры, мановакуумметры двухтрубные с ртутным или водяным заполнением с длиной шкалы 800 мм, микроманометры; - при нестационарной фильтрации источником разрежения служит вакуум-насос, источником давления для пневмообжима — баллон с газообразным азотом или воздухом или компрессор сжатого воздуха; - в качестве измерителя объема изменения перепада давления используют однотрубный или двухтрубный пьезометр с известными характеристиками, расчет которых представлен в виде таблицы коэффициентов; - в кернодержателе для линейной фильтрации боковая поверхность образца зачехляется в тонкостенную резиновую манжету, прижимаемую к боковой поверхности образца под действием давления газа или жидкости, допускается использовать толстостенные резиновые конические муфты с внутренним гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh или квадратным отверстием для образца; - в кернодержателе для радиальной фильтрации уплотнению подлежат торцевые поверхности цилиндрического образца с осевым отверстием и плоскопараллельными торцами. Уплотняющими прокладками служат диски из мягкой листовой резины; в одной из прокладок предусмотрено отверстие для сообщения осевой полости образца с источником давления или разрежения. Для сильноглинистых пород сушку проводят в термовакуумных шкафах при температуре 70±2 °С. Определение газопроницаемости при стационарной фильтрации характеризующее линейное или радиальное направление потока газа. При линейном потоке образец цилиндрической или кубической формы помещают в резиновую манжету кернодержателя таким образом, чтобы зазор между боковой поверхностью образца и стенками манжеты был минимальным, допускающим перемещение образца в манжете. Создают давление бокового обжима, обеспечивающее отсутствие проскальзывания газа между образцом и манжетой, не выше 2,5 МПа, с помощью предусмотренной в аппарате гидро- или пневмосистемы. С помощью редуктора устанавливают рабочий перепад давления, контролируя его по дифманометру или с помощью манометров до и после образца. Выполняют измерения при давлении после образца, равном атмосферному, контролируемому с помощью нульиндикатора. При радиальном потоке образец помещают в кернодержатель радиальной фильтрации и уплотняют торцевые поверхности с помощью струбцинного зажима, устанавливая осевое давление, обеспечивающее отсутствие проскальзывания газа между образцом и торцевыми уплотнениями, не выше 2,5 МПа и выполняется измерение. Определение газопроницаемости при нестационарной фильтрации проводят при линейном или радиальном направлении потока газа. При линейном потоке образец также устанавливают в кернодержатель. Подключают к кернодержателю пьезометр и краном соединяют вход с малой трубкой. Выключают источник разрежения и, осторожно открывая вентиль, поднимают уровень воды в пьезометре на 15-20 мм выше верхнего репера. Проводят 3-кратное измерение времени изменения положения уровня жидкости в пьезометре от верхнего репера до выбранного промежуточного репера. Время изменения положения уровня жидкости устанавливают не менее 50 с. Если время до выбранного репера меньше указанного, переключают пьезометр на большую трубку и повторяют операции. При радиальном потоке образец помещают в кернодержатель для радиальной фильтрации и выполняют аналогичное измерение проницаемости. Методика вычисления коэффициента С изложена в обязательном приложении 3; При измерении газопроницаемости возможны отклонения от гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh Дарси, влияющие на величину Кг, с целью исключения влияния отклонения выполняют специальные измерения. Туркменистан-самая равнинная страна Средней Азии, занимая площадь 491тыс. Большая часть страны лежит в области Туранской низменности, Западно-Туркменская впадина и обширного Предкопетдагского краевого прогиба на стыке Иранской и Туранской тектонических плит. В строении Туранской НГП выделяется палеозойский складчатый фундамент и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол. Осадочный чехол Туранской провинции представлен юрскими, меловыми, палеогеновыми и неоген-четвертичными отложениями. Основную часть разреза слагают породы гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, регионально газонефтеносные на всей территории плиты. Характерной особенностью разреза осадочных образований является широкое площадное распространение мощной соленосной толщи верхней юры в юго-восточной части Туранской плиты. В некоторых районах провинции между породами палеозойского фундамента и осадочными отложениями чехла выделяются пермско-триасовые терригенные нефтегазоносные образования промежуточного структурного яруса. С точки зрения промышленной газонефтеносности наибольшего внимания заслуживают следующие геотектонические элементы Туранской плиты, с которыми связаны соответствующие газонефтеносные области: Амударьинская, Мургабская и Северо-Устюртская впадины, Южно-Мангышлакский прогиб и Каракумский свод. Промышленная газонефтеносность установлена в мезозойских отложениях: нижне-среднеюрских, верхнеюрских, нижнемеловых и верхнемеловых. Кроме того, залежи нефти и газа открыты в пермско-триасовых и палеогеновых породах. Местоскопления с залежами в подсолевых верхнеюрских известняках однопластовые, связаны с массивными резервуарами. Большая часть местоскоплений, расположенных за пределами развития солей, относится к многопластовым. Подавляющее число открытых залежей являются сводовыми. Газоконденсатное местоскопление Шатлык расположено в Мургабской газонефтеносной области и приурочено к крупной пологой антиклинальной складке, осложненной двумя куполами Газоносным является горизонт В юго-западной части Туркменистана располагается один из старейших нефтедобывающих районов страны. Добыча нефти из колодцев велась здесь еще в XVII в. В настоящее время здесь открыто более 110 местоскоплений нефти и газа, с запасами десятки млн. Продолжаются изучение нефтегазоносности мезозойских отложений на глубинах более 4,5—5 км и разведка морских площадей Каспия. В тектоническом отношении Западно-Туркменская провинция окружена с востока и севера горными сооружениями альпийской складчатости Копетдаг, Большой и Малый Балхан и приурочена к восточной части Южно-Каспийской области прогибания — Западно-Туркменской межгорной впадине. Западно-Туркменская впадина отличается значительной гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh выполняющих ее мезозойско-кайнозойских осадочных отложений, составляющей, по данным глубинных геофизических гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh, не менее 15-20 км. Наиболее широко развиты неогеновые отложения исключительно терригенного состава, толщина которых здесь примерно 5 км. Основными тектоническими элементами территории являются Прибалханская и Гограньдаг-Окаремская зоны неогеновых поднятий и разделяющий их малоизученный глубокопогруженный Кызылкумский прогиб. К ним приурочены одноименные нефтегазоносные районы, содержащие все известные в провинции местоскопления нефти и газа. На территории провинции развиты многочисленные потухшие и действующие грязевые вулканы. Основной региональный нефтегазоносный комплекс Западно-Туркменской провинции — песчано-глинистая красноцветная толща среднего плиоцена. Практически все местоскопления Западно- Туркменской провинции многопластовые. В их разрезе выделяется до 25 продуктивных горизонтов. Большинство местоскоплений провинции осложнены дизъюнктивными нарушениями. Главные скопления нефти открыты в Прибалханском районе Котуртепе, Барса-Гельмес и др. Отмечается уменьшение числа нефтяных залежей и, наоборот, возрастание газоносности с глубиной залегания продуктивных отложений. Для местоскоплений Западной Туркмении характерны аномально высокие пластовые давления, создающие большие трудности при бурении скважин. Большинство залежей относится к тектонически экранированному типу, а в участках развития грязевулканической деятельности - к приконтактному. Нефтегазоконденсатное местоскопление Котуртепе - наиболее известное местоскопление провинции. Оно приурочено к крупной 32 х 10 км высокоамплитудной 1500 м антиклинали исключительно сложного геологического строения. Складка разбита множеством нарушений. Основные залежи нефти, расположенные на глубине 1250- 5000 м, связаны с песчаными горизонтами верхов красноцветной толщи, акчагыльского и апшеронского ярусов неогена. Нижнекрасноцветные отложения характеризуются повышенной газоносностью на глубине 4500-5000 м. Дебиты нефти по скважинам изменяются от 120-150 тсут красноцветы до 15-30 тсут акчагыл - апшерон. Начальные пластовые давления по залежам 17-50 МПа превышение гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh гидростатическим в 1,2-1,5 разапластовые температуры 48-110 °С. Таким образом, территория Туркменистана является перспективной территорией добычи нефти и газа и с ней связаны большие возможности открытия новых месторождений нефти и газа. В последнее время резко возрос интерес к лабораторному моделированию различных методов увеличения нефтеотдачи МУН пластов. В данной работе приведены результаты экспериментов по моделированию таких МУН как вытеснение перегретой водой и термополимерное воздействие. Исследования проводились на двух составных керновых моделях, представляющих нижнепермские отложения одного из месторождений на территории Республики Башкортостан. Проведено физико-литологическое описание исследованных составных моделей, а также охарактеризованы флюиды, использованные при проведении эксперимента. Приведены результаты определения коэффициентов вытеснения, полученных при моделировании указанных процессов увеличения нефтеотдачи пластов. Первый составной керн был представлен серыми доломитами известняками со гидравлическая схема управлением jiskoot 210 eh нефтенасыщением. Образцы второй модели являлись тонкозернистыми доломитизированными известняками со слабым или пятнисто-полосчатым неравномерным нефтенасыщением. Коллекторские свойства отдельных образцов определялись стандартными лабораторными методами, после чего рассчитывались усредненные свойства моделей табл. Для каждой из двух составных моделей проводилось по два исследования: вытеснение нефти перегретой водой и термополимерное воздействие. Для исследований по вытеснению перегретой водой использовалась, так называемая, изовязкостная модель нефти. Она приготавливалась путем разбавления очищенной дегазированной нефти растворителем до нужной вязкости. Для моделирования термополимерного воздействия использовался 0,1% раствор полиакриламида ПАА.



copyright © prime21.ru