CC BY
132
ной информации учитывающий требования современного бухгалтерского экологического учета, а также введения системы вспомогательных экологических счетов в национальные счета с разбивкой их на общенациональные и региональные. Это позволит экстернализировать внутренние издержки природоохранного характера повышающих точность определения эколого-экономической эффективности.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Башкатова Б.И. Национальное счетоводство. М.: Финансы и статистика, 2005.
2. Бобылёв С.Н. Экология и экономика природопользования. М.: Изд-во ЮНИТИ-ДАНА, 2002.
3. Гетьман В.Г., Блинова УЮ., Герасимов Л.Н. Современный бухгалтерский учет и его проблемы. М.: Финансовый университет, 2014.
4. Лиховид A.A. Ландшафтная экология: проблемы и перспективы развития//Наука. Инновации. Технологии. 2010. №69. С. 132-137.
5. Латыпова О.В. Эколого-экономический анализ // Аудит и финансовый анализ. 2004. № 2.
6. Михайлова Г В., Марченко Н.Е, Моделирование эффективности деятельности организации с учетом развития интеллектуальных ресурсов // Вестник Института дружбы народов Кавказа. Ставрополь, 2015. № 3(35). С. 106-112.
7. 26 Положений по бухгалтерскому учету. Положение о главных бухгалтерах // Новый федеральный закон «О бухгалтерском учете». М.: Изд-во «Проспект», 2015.
8. Тикунов B.C., Белозеров B.C., Щитова H.A., Панин А.Н., Черкасов A.A. Геоинформационный мониторинг: инструмент про-странственно-временного анализа миграции населения // Вестник Московского университета. Серия 5. География. № 2. 2015.
9. Ткач В. Интернациональная модель финансового учета: концепция, теория и практика / В. Ткач. Новочеркасск: НПМА, 2006.
10. Экономическая эффективность развития России / под ред. К.В. Попенова. М.: Теис, 2007.
11. Шнейдман Л.З. Экологический учет и аудит. М.: ФБК-Пресс, 2000.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ, №4, 2016
удк622.243.22/692.4 Гасумов Р.А. [Gasumov R.A.],
Шихалиева И.С. [Shikhaliyeva I.S.], Искандерова И.И. [Iskanderova I.I.]
ИССЛЕДОВАНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ДВИЖЕНИИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОТОКОВ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ ТРУБАХ
Investigation of pressure loss during the of gas-liquid flow in vertical pipes
На заключительной стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений возникают осложнения, которые ухудшают условия эксплуатации скважин и снижают добывные возможности. Одним из них является накопление в стволе скважин жидкости, которая из-за недостаточной скорости восходящего потока газа не выносится на поверх-ность. Как известно, поступление подошвенной воды в скважину обусловлено как общим подъемом границы раздела воды и газа вследствие падения давления в газовой части пласта, так и локальным поднятием этой границы в призабойной зоне добывающей скважины и образованием так называемого водяного конуса. Особенности технологических режимов работы скважин с водопроявлениями требуют уточнения расчетов падений давлений на всем пути движения газа: от контура питания к ПЗП, далее от внешней границы ПЗП к контуру скважины, затем движение в объеме час-тично или полностью заполненного водой забоя и, наконец, вверх от башмака насосно-компрессорных труб (НКТ) до устья. Для понимания процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки и выбора материалов необходимо знать законы и параметры движения газожидкостных смесей (ПЖС) в трубах.
In the final stage of gas and gas condensate fields development there are complications that worsen the conditions of wells operation and reduce production opportunities. One is the accumulation of fluid in the well bore, which is due to lack of upward gas flow velocity is not brought to the surface. As is known, the bottom water flows into the well not only due of general rise of gas-water interface because of pressure drop in the gas reservoir portion, but local rise near the bottomhole of production well and formation of so-called water-cone. Features of technological operation modes of wells with water seepage require clarification calculation pressure drop all the way of gas motion: from the supply circuit to the bottomhole formation zone, then from the outer limit of the bottomhole formation zone to the outline of well, and then the motion in the amount of partially or completely filled with water bottom and finally, up from the shoe tubing to the mouth. To understand the processes of liquid recovery from wells, the ability to design the installation and material selection it is necessary to know the laws and parameters of movement of gas-liquid mixtures in the pipes.
Ключевые слова: скважина, газожидкостные смеси, давление, месторождение, насосно-компрессорные трубы. Keywords: well, gas-liquid mixture, pressure, field, tubing.
Введение
Более 60 % всей добычи газа в РФ сосредоточено в районах Крайнего Севера, Большинство месторождений находятся на поздней стадии разработки, что обусловливает возникновение специфических для этих месторождений вопросов планирования их доразработки. Специфика доразработки связана со значительным снижением продуктивности скважин вследствие падения пластового давления, уменьшением фазо-
вой проница-емости призабойной зоны пласта (ПЗП), неполным выносом жидкости из ствола скважины, ростом столбов жидкости на забоях скважин, приводящем к самозадавливанию скважин.
Перечисленные особенности технологических режимов работы скважин с водопроявлениями требуют уточнения расчетов падений давлений на всем пути движения газа: от контура питания к ПЗП, далее от внешней границы ПЗП к контуру скважины, затем движение в объеме частично или полностью заполненного водой забоя и, наконец, вверх от башмака насосно-компрессорных труб (НКТ) до устья.
Обводнение добывающих скважин - одна из основных проблем газовых месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Как известно, поступление подошвенной воды в скважину обусловлено как общим подъемом границы раздела воды и газа вследствие падения давления в газовой части пласта, так и локальным поднятием этой границы в призабойной зоне добывающей скважины и образованием так называемого водяного конуса.
Механизм обводнения эксплуатационных скважин представляется в следующем виде. На начальной стадии происходит конусообразное подтягивание подошвенной воды к забоям скважин по трещинам. Вода постепенно накапливается на забое и по мере истощения энергетических возможностей газовых пластов уровень ее в стволе скважины повышается.
Материалы и методы исследования
Для изучения движения газожидкостных потоков в вертикальных трубах проводились многочисленные эксперименты, результаты которых позволили получить зависимость перепада давления от различных физических параметров. Одним из способов исследования является моделирование. Моделирование - это построение и изучение моделей реально существующих предметов и явлений, а также конструируемых объектов для определения, либо улучшения их характеристик, рационализации способов их построения, управления ими и т.п.
Для расчета падения давления вдоль вертикальных насосно-компрессорных труб при движении в них газожидкостных смесей рекомендуется применять зависимость приведенного градиента давления 1 от комплексного числа Фруда и числа Фруда по жидкости.
/ = - М>тр Л! (1)
Ряд авторов [1, 2, 9] предлагает применять данную зависимость к расчету падения давления вдоль насосно-компрессорных труб при движении в них газожидкостных смесей. Суть этой методики сводится к численному интегрированию дифференциального уравнения [10, 11]
^ = рЛрдЬ + рж-ё-Г(рг\Ргж) (2)
учет силы веса учет силы веса жидкости и
газа в газожидкостной сил сопротивления движению смеси газожидкостной смеси
Размерность,
6Р
ёх
Па
= а размерность \рг{Р, Т)-g\ = —
М
Ось х в (2) направлена вертикально вниз. Численное интегрирование (2) осуществляется совместно с начальным условием
р1-0=ру- (3)
Для того, чтобы обе части уравнения (2) привести к одинаковой размерности, переведем размерность правой части в
В результате получим уравнение
= \рг{Р.Т)'Е + рж ■ Е ■ Лрг\Ггж)].0,01011972 х 10~3. (4)
ах
Функция /(^г*, 1ч'я,) в уравнении (4) рассматривается как заданная таблично по результатам многочисленных физических и вычислительных экспериментов.
Для решения дифференциального уравнения (4) необходимо знать распределение температуры по стволу скважины. Рекомендуется брать линейное распределение температуры от башмака НКТ до границы с мно-голетнемерзлыми породами и линейное распределение от границы с многолетне мерзлыми породами до устья скважины. При этом задавать разные скорости падения температуры на первом и втором участках.
Значения приведенного градиента давления получены „ ,лт по результатам опытов, где в качестве рабочей жидкости применялась чистая вода с плотностью рв = 1000 кг/м3, а числа Фруда рассчитывались при условии, что рж= рв = 1000 кг/м3.
Введение в эмпирическое уравнение (4) специального корректирующего М(р,у) множителя (5) вызывает необходимость уточнения условий, так как для удаления с забоя скважины легкой газожидкостной смеси потребуется меньшая, по сравнению с удалением дистиллированной воды, депрессия
4Р
йх
ЫР,Т)-ё+М(р,у)-ртды g ф>гводаУ ■ 0,01011972 хЮ-3 (5)
Корректирующий множитель должен быть функцией двух безразмерных переменных,
где рж - плотность газожидкостной смеси скопившейся на забое
скважины; ръ - плотность воды;
у - газожидкостный фактор (см3/м3);
у о - выбранная для нормировки базисная величина уа = 1 см3/м3.
Корректирующий множитель М(р,у) должен обладать рядом свойств:
— функция М(р,у) должна монотонно возрастать по каждому аргументу;
— для р> 1 множитель М(р,у) > 1;
— для р < 1 множитель М(р.у) < 1;
— для р = 1 множитель М(р.у) = 1;
— для у = 0 и для V/) > 1 множитель М(р,у) = 1;
— для у —к 0 и для р —> (1-0) множитель М(р,у) —> 1.
Примером функции М(р,у), удовлетворяющей перечисленным свойствам, служит функция
'р1/у+А
М{р,у)-
для 0,2 < р <1 и 0,10 <7 <10;
1+А (8)
Р +В, дня 1,0 <р <1,5 и 0,10 <>><10,
1 + jB
Параметры А и В вычислены по заданному значению функции М(р,у) в конкретной точке (/>,,.}',,). Если исследуемые жидкости по плотности варьируются в пределах отрж= 200 кг/м3 дорж= 1500 кг/м3, тогда безразмерная переменная р = р.,„ //),, будет изменяться в отрезке 0,2 <
/><1,5.
Безразмерная переменная у будет изменяться в отрезке 0.10 <у < 10. При значенияхMmin = М(0,2;0,1) шМтах =М(1,5;10) параметры^ и В будут вычисляться по формулам
А = —"""--— (9)
1-М.
min
В = 1510-Мтах (10)
М . -1
Значения параметров А и В для некоторых конкретных величин Мтт и Мтт приведены в таблице 1.
Графики функции М{р,у) при заданных параметрах А = 0,67 и В = 36,78 представлены на рисунке 1.
Табл. 1. ЗНАЧЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ А И В ДЛЯ РАСЧЕТА
ПОПРАВОЧНОГО МНОЖИТЕЛЯ М(р,у)
Ит Мж
1,50 2,00 2,50 3,00
0,40 А 0,67 0,67 0,67 0,67
В 112,33 55,67 36,78 27,33
0.50 А 1,00 1,00 1,00 1,00
В 112,33 55,67 36,78 27,33
0,60 А 1,50 1,50 1,50 1,50
В 112,33 55,67 36,78 27,33
0,70 А 2,33 2,33 2,33 2,33
В 112,33 55,67 36,78 27,33
у = 0,0; у = 2,0; у =10,0.
У = 0,5; У = 3,0;
у =1,0; у = 5,0;
Рис. 1. Графики функции М(р,у) при заданных значениях парамет-
ров А = 0,67 и В = 36,78 (отвечающих значениям Мт,„ = 0,4 и Мтах= 2,5)
Задача Коши для нелинейного дифференциального уравнения (4) 1-го порядка решается численным способом - методом Рунге-Кутта 4-го порядка. Расчетные формулы имеют вид [3]:
%=/(Х>У)Ы^=уо (ш
У«ш = У«+\(Ьх+1К+Ыъ+К)+о{115) (13)
К=к-/{хп,уп) (13)
к2=И-/
к3=к/
к к,
х„+~,У„ + 1г
V z А У
' А к2л
(14)
(15)
к4=к- ^хп+к,уп+к3) . (16)
Выполнение расчетов давления в газожидкостной смеси при ее движении снизу вверх вдоль НКТ потребует исходных данных (табл. 2) и значений управляющих параметров М„ип и Мтт. (табл. 3) [4].
Табл. 2. ИСХОДНЫЕ ПРОМЫСЛОВЫЕ ДАННЫЕ
УСЛОВНОЙ СКВАЖИНЫ А
Перечень исходных данных для скважины А
Дебит скважины по газу 0 (тыс. м3/сут) 300
Плотность жидкости/пены (кг/м3) 650
Газоводяной фактор у (см3/м3) 10
Давление на устье скважины (атм) 20
Толщина многолетнемерзлых пород (м) 500
Длина НКТ от устья до башмака (м) 1000
Наружный диаметр НКТ О (мм) 168
Толщина стенки НКТ с/, (мм) 8,9
Температура газа на устье скважины (К) 282
Температура газа у башмака НКТ (К) 296
Число точек просчета вдоль НКТ 101
Табл. 3. ЗАДАННЫЕ ЗНАЧЕНИЯ УПРАВЛЯЮЩИХ ПАРАМЕТРОВ
Управляющий параметр
Минимальное значение Мя„ для безразмерного поправочного множителя М(р,у) в формуле 0,4
Максимальное значение М,„м для безразмерного поправочного множителя М(р,у) в формуле 2,5
Коэффициент падения температуры (в %) вдоль НКТ напротив многолетнемерзлых пород (в %) 65
Результаты исследования и их обсуждение
В случае, когда с потоком газа выносится жидкость с коэффициентом газоводяного фактора у = 10 см3/м3, распределение давления вдоль НКТ в первой серии расчетов в графическом виде будет иметь вид (рис. 2).
Если скважина закрыта (дебит равен нулю), то давление на забое равно гидростатическому давлению 21,6 атм (рис. 2). Для удаления тяжелой смеси с плотностью 1500 кг/м3 с забоя скважины на забое должно быть давление 28,45 атм. С уменьшением плотности жидкости, давление на забое, как и должно быть в действительности, падает [5].
--<3=0 тыс. 1.1 ;суг, р,( = 1000 кг/м";
О = 330 тыс. м3/сут. р,( = 1500 кг/м
- О = 330 тыс. м-"/сут, = 1250 кг/м
С? = 330 тыс. м-'Усут, р,( = 1000 кг/м
- О = 330 тыс. м'/сут, р,( = 750 кг/м3
<3 = 330 тыс. м'/сут, р,( = 500 кг/м3 -----О = 330 тыс. м-'/сут, р, = 200 кг/м3
Рис. 2. Распределение давления вдоль НКТ при движении от ус-
тья к забою скважины для различных значений плотности выносимой жидкости с коэффициентом газоводяного фактора у = 10 см3/м3
Зависимость разности давлений АР = Р.,.|Г, - Руст вдоль НКТ от плотности выносимой с потоком газа жидкости для исходных данных представлена в виде графика на рисунке 3.
Уравнение линии регрессии на рис. 3 имеет вид
-р5+ а, -р*+аъ ■р3+а2-рг+а, •р+а0 (17)
а коэффициенты принимают значения, представленные в таблице 4.
ДР, атм
7,5
М
5,5 4,5 3,5
2j>...............
200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 р,кй#
Рис. 3. Зависимость разности Рзаб - Руст от плотности жидкости.
Табл. 4. КОЭФФИЦИЕНТЫ УРАВНЕНИЯ ЛИНИИ РЕГРЕССИИ
а5 а, а3 а2 Э| а0
1,02871-Ю-14 -3,0209-Ю"11 3,40033 10"8 -1,84738-10"5 0,005076 2,456858
В области малых значений плотности зависимость разности давлений АР = Р.,.|Г, - Русг от плотности жидкости/пены на забое хорошо аппроксимируется линейным трендом (рис. 4), уравнение которого имеет вид
АР = РхЛ -Р^ =0,00022 р + 2,9297 (18)
Графики на рисунках 3 и 4 и уравнения линий трендов показывают, что предложенная математическая модель качественно правильно передает зависимость разности Рза6 - Руст от плотности жидкости, выносимой потоком газа [6, 8].
Выходные данные экспериментов при значении газоводяного фактора у = 0,1 см3/м3 отображены на рис. 5.
ДР. атм
2,90_|_|_|_|_|_|_|_|_
200 300 400 500 600 700 800 900 р, Ш — график зависимости ДР(р); -линиятренда.
Рис. 4. Зависимость разности ДР = Рза6 - Рустот плотности жидкос-
ти на участке плотностей р = 200... 1000 кг/м3.
0 = 0 тыс. м'/суг. р,( = 1000 кг/м"; р = 330 тыс. м-"/сут, р4 = 1500 кг/м' О = 330 тыс. м'Усут, рж= 1250 кг/м' О = 330 тыс. м-"/сут, р = 1000 кг/м
<3 = 330 тыс. м3/сут, рт = 750 кг/м8; 0 = 330 тыс. м'/сут, р,( = 500 кг/м'; <Э = 330 тыс. м'/сут, рж = 200 кг/м";
Рис. 5. Распределение давления вдоль НКТ при движении от ус-
тья к забою скважины для различных значений плотности выносимой жидкости с коэффициентом газоводяного фактора у= 0,1 см3/м3.
Гидростатическое давление, как и должно, снова составляет 21,6 атм. Для удаления тяжелой газожидкостной смеси с плотностью 1500 кг/м3 с забоя скважины при очень малом газоводяном факторе на забое должно быть давление 23,14 атм, т. е. с уменьшением коэффициента давление на забое уменьшается, что соответствует действительности.
Для исследования влияния внутреннего диаметра НКТ на падение давления вдоль трубы проводились расчеты для гладких НКТ, соответствующих ГОСТ 633-80. Постоянные исходные данные перечислены в таблице 5.
с? = 40,3 мм; й = 75,9 мм;
с/ = 50,3 мм; --- с/= 88,6 мм;
с/ = 62,0мм; а= 100,3 мм;
Рис. 6.
Зависимость давления от глубины вдоль НКТ при различных значениях внутренних диаметров насосно-компрес-сорных труб.
Табл. 5. ПЕРЕЧЕНЬ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ И УПРАВЛЯЮЩИХ
ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ УСЛОВНОЙ СКВАЖИНЫ А
Перечень исходных данных для условной скважины А
Дебит скважины по газу 0 (тыс. м3/сут) 300
Плотность жидкости/пены (кг/м3) 1000
Газоводяной фактор у (см3/м3) 3
Давление на устье скважины (атм) 20
Толщина многолетнемерзлых пород (м) 500
Длина НКТ от устья до башмака (м) 1000
Температура газа на устье скважины (К) 282
Температура газа у башмака НКТ (К) 296
Число точек просчета вдоль НКТ 101
Управляющие параметры
Минимальное значение для поправочного множителя 0,20
Максимальное значение для поправочного множителя 5,00
Коэффициент падения температуры (в %) вдоль НКТ напротив многолетне-
мерзлых пород 70
Табл. 6. КОЭФФИЦИЕНТЫ УРАВНЕНИЯ ЛИНИИ РЕГРЕССИИ
с?5 с?4 с?з с?2 с?1 до
2,12702 Ю-7 -7,69877 10~5 0,011025 -0,78783 28,24868 -390,141
&Я атм
18
Рис. 7. Зависимость разности давлений ДР = Рзаб - Руст от внутрен-
него диаметра НКТ.
В трубах малого диаметра устанавливается большая скорость восходящего потока газа, а в трубах с большим диаметром обеспечивается малое гидродинамическое сопротивление восходящему газожидкостному потоку. В графическом виде распределение давления вдоль НКТ с разными внутренними диаметрами представлено на рисунке 6.
График на рис. 7 показывает, что немонотонный характер зависимости АР от внутреннего диаметра НКТ объясняется невозможностью одновременного сочетания высоких скоростей восходящего потока и малого сопротивления движению газожидкостной смеси.
В аналитическом виде зависимость АР от внутреннего диаметра НКТ представлена уравнением регрессии (коэффициенты взяты из табл. 6) [7].
АР = Г,,. - Рус1 = 0,00022 • р + 2,9297. (19)
Для исследования влияния распределения температуры на падение давления вдоль трубы проводились расчеты для различных распределений температуры. Исходные данные представлены в таблице 7.
Расчеты падений давления Р.,.|Г, - Русг вдоль НКТ проводились для различных распределений температур газожидкостной смеси вдоль НКТ (рис. 8).
Табл. 7. ПЕРЕЧЕНЬ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ И УПРАВЛЯЮЩИХ
ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ УСЛОВНОЙ СКВАЖИНЫ А
Перечень исходных данных для условной скважины А
Дебит скважины по газу 0 (тыс. м3/сут) 300
Плотность жидкости/пены (кг/м3) 1000
Газоводяной фактор у (см3/м3) 3
Давление на устье скважины (атм) 20
Толщина многолетнемерзлых пород (и) 500
Длина НКТ от устья до башмака (м) 1000
Наружный диаметр НКТ 0 (мм) 114,3
Толщина стенки НКТ с/- (мм) 7
Температура газа на устье скважины (К) 282
Температура газа у башмака НКТ (К) 296
Число точек просчета вдоль НКТ 101
Управляющие параметры
Минимальное значение для поправочного множителя 0,20
Максимальное значение для поправочного множителя 5,00
Коэффициент К, падения температуры (в %) вдоль НКТ
напротив многолетнемерзлых пород 20..80
Т, К 298 296 294 292 290
286
284
282
К, = 20% К = 20% К, = 20%
К, = 20%; К, = 20%.
Рис. 8.
Зависимость температуры вдоль глубины НКТ при различных коэффициентах падения температуры К, вдоль насос-но-компрессорной трубы напротив многолетнемерзлых пород.
ДР, атм
Рис. 9. Зависимость разности давлений Рзае - Руст от значений ко-
эффициента падения температуры К{ вдоль НКТ напротив многолетнемерзлых пород.
На рис. 9 представлена зависимость разности давлений от башмака к устью вдоль НКТ от значений коэффициента падения температуры К, вдоль насосно-компрессорной трубы в зоне многолетнемерзлых пород.
Возможные распределения температур газожидкостной смеси вдоль НКТ незначительно влияют на рабочую разность давлений Р--„.,г. - Руст (рис. 9).
Относительные изменения АР составляли 9 53 - 9 47
■ П«п Х 100 % ~ °>63 %
Таким образом, в расчетах распределения давления вдоль НКТ можно выбирать наиболее простую гипотезу о распределении температуры газа вдоль НКТ - гипотезу линейного распределения температуры от башмака до устья НКТ.
Выводы
На заключительной стадии разработки газовых месторождений одним из осложнений, влияющих на продуктивность и производительность скважины, является ее обводнение. Газ, смешиваясь с поступающей из пласта и скапливающейся на забое жидкостью, образует газожидкостную смесь. При движении газожидкостных смесей в обводненных газовых скважинах имеют место зависимости потерь давления этих смесей от различных параметров. В процессе моделирования реальных процессов, происходящих в газовых скважинах, отображаются зависимости потерь давления от таких параметров, как величина газоводяного фактора, плотность выносимой газом жидкости, внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб, распределения температу ры вдоль труб.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Ахмедов Б.Г. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки / Б.Г Ахмедов, С.Н. Бузинов. М.: ВНИИЭгазпром, 1980.
2. Коротаев Ю.П. Влияние жидкости на движение газа по вертикальным трубам / Ю.П. Коротаев: избр. тр. в 3 т. Т. 1. М.: Недра, 1996. С. 35-54.
3. Справочник по специальным функциям / под ред. М. Абрамовича, И. Стигана. М.: Наука, 1979. 830 с.
4. Гасумов P.A. Математические модели в управлении геолого-техническими мероприятиями в газодобывающей отрасли / P.A. Гасумов, К.С. Ахмедов, В.А. Толпаев, А.Г Филлипов. М.: Газпром экспо, 2012. 128 с.
5. Новое представление уравнения притока газа к скважине и его связь со стандартной формой / В.А, Толпаев, К.С. Ахмедов, A.B. Колесников // Ученые записки Забайкальского государ-
ственного гуманитарно-педагогического университета им. Н.Г. Чернышевского. Серия «Физика, математика, техника, технология». Чита, 2010. №2 (31).
6. Есипова Э.Ю. Разработка математического, программного и ин-формационного обеспечения для автоматизированной системы управления геолого-техническими мероприятиями: автореферат дис. ... канд. техн. наук. М., 1996. 20 с.
7. Расчет прогнозных дебитов непрерывно работающих газодобывающих скважин / В.А. Толпаев, К.С. Ахмедов, A.B. Колесников // Нефтепромысловое дело. 2010. №10. С. 43-^48,
8. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче. Системный анализ, диагноз, прогноз. М.: Наука, 1997. 254 с.
9. Гасумов P.A., Шихалиева И.И. Особенности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки газовых месторождений // НТЖ «Наука и техника в газовой промышленности». 2015. № 2. С. 67-72.
10. Гасумов P.A., Шихалиева И. И. Исследование параметров потока газожидкостной смеси для определения давления насыщения и условий удаления воды // НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2015. №7. С. 45-49.
11. Гасумов P.A., Шихалиева И.И. Определение выносящей способности твердых пенообразователей // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 2015. № 6. С. 20-23.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ, №4, 2016
УДК 550.8.07 Керимов А-Г.Г. [Kerimov A-G. G.], Зенин Д.И. [Zenin D.I.], Керимова Е.Г. [Kerimova E.G.], Теленько Д.С. [Telenko D.S.]
ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ СКВАЖИНА» ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА
Application of technology "intelligent well" for orepation monitoring of underground gas storage
В работе рассматривается метод осуществления качественного контроля работы подземного хранилища газа (ПХГ) - метод для изучения динамических процессов в периоды закачки и отбора газа в масштабе реального времени. Технологии методов промысловой геофизики со временем усовершенствуются и прогрессируют за счет использования цифровых технологий и оптоволоконного кабеля. Технология «Интеллектуальная скважина» - это комплекс цифрового оборудования скважины, включающий в себя набор цифровых первичных преобразователей, располагающихся по стволу скважины, и наземную телеметрию для непрерывного автоматического сбора информации о скважине. В работе приводятся условия применения оптического волокна (ОВ), его основные преимущества. Рассматривается удобство использования ОВ для решения задач эксплуатационного мониторинга ПХГ в интеллектуальных скважинах. Приведена схема конструкции оптоволоконного кабеля, состав всей контрольно-измерительной системы и требования, которым она удовлетворяет.
The article reviews the method of quality control of the underground gas storage (UGS) operating - a method for examination of dynamic processes in periods of gas injection and extraction in real time. Techniques of field geophysics are perfecting with time and progressing through the usage of digital technologies and optical fiber cable. The technology called "Intelligent well" - is a set of digital borehole equipment, including a set of primary digital converters, that are located in the wellbore, and ground telemetry for continuous automatic collecting of information about the well. The paper presents the conditions of usage of the optical fiber (OF), its main advantages. The article considers the convenience of usage of optical fiber for solving the problems of UGS operational monitoring in intelligent wells. The item shows the design scheme of the optical fiber cable, the composition of the entire test and measurement system and the requirements it meets.
Ключевые слова: подземное хранилище газа (ПХГ), цифровые технологии, оптического волокно (ОВ), интеллектуальная скважина, эксплуатационный мониторинг, оптоволоконный кабель, контрольно-измери-тельная система.
Key words: underground gas storage (UGS), digital technologies, optical fiber (OF), intelligent well, operational monitoring, optical fiber cable, test and measurement system.
Введение
В отличие от газового месторождения подземное хранилище газа (ПХГ) эксплуатируется в циклическом режиме, оказывающее влияние на процессы, происходящие в резервуаре. Наиболее сложные процессы происходят в ПХГ при эксплуатации на упруговодонапорном режи-
