CC BY
7
способом и уменьшение объемов нагнетаемого газа.
На разрабатываемых газоконденсатных месторождениях с истечением времени эксплуатации количество газлифтных скважин будет расти, т.к. с прекращением фонтанирования скважин возникает невидимость их перевода на механизированный способ [7, 8].
При существующих режимах газлифтных подъемников глубина ввода рабочего агента (газа) находится в пределах 1400 - 3000 м, ввод газа в подъемник осуществляется через отверстия (панчеры) временно заменяющие рабочие клапана.
Список использованной литературы:
1. Гулуев А.Т. "Прогнозирование развития способов добычи нефти на месторождениях объединения "Туркменнефть" на 1975-1980гг. Фонды института "Небитгазылмытаслама", 1990.
2. Игнатенко Ю.К., Н.Р. Акопян и др. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ. Ставрополь, 1977г. - С. 12- 15
3.Пермяков И.Г., Шевкунов Е.Н. Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1971.
4. Адиев И.Я. Методическое руководство по применению технологии определения обводненности продукции пластов при их одновременно-раздельной эксплуатации (с использованием акустических стационарных информационно-измерительных систем) / И.Я.Адиев // Методическое руководство ОАО НПФ Геофизика. Уфа. - 2014. - 13с.
5. Базив В.Ф., Закиров С.Н. Некоторые проблемы разработки многопластовых месторождений // Нефтяное хозяйство. -2002. - №11. стр. 58-60.
6. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Под ред. В.Е.Гавуры: в 2-х т.-М.: ВНИИОЭНГ, 1996. -Т.1. стр. 280.
7. Глоговский М. М., Дияшев Р. Я. Определение параметров при совместной эксплуатации пластов по кривым изменения дебита. / Тр. МИНХиГП. Вып. 91. - М.: Недра, 1969.
8. Максутов Р.А. Разукрупнение объектов разработки для повышения их нефтеотдачи / П.В. Донков, В.А. Леонов, А.В. Сорокин, И.В. Сабанчин // Интенсификация добычи нефти и газа: тр.Междунар. технол. симпозиума. -М.: Интернет нефтегазового бизнеса, 2003г.
© Деряев А.Р., 2022
УДК 62
Деряев А.Р.
- кандидат технических наук, старший научный сотрудник, Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз»,
г. Ашгабат, Туркменистан
ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОГО ОТБОРА ГАЗА И НЕФТИ ДВУХ КОЛОННОЙ НКТ
Аннотация
Использование новейших технологий помогает нарастить добычной потенциал как за счет извлечения труднодоступной нефти на давно эксплуатируемых месторождениях, так и ввода в разработку ранее недоступных для освоения глубокозалегающих нефтяных горизонтов.
Технология с многопакерно-секционными компоновками позволяет с хорошей рентабельностью
до разрабатывать базовые высоко обводненные, истощенные нефтяные пласты до достижения намеченной нефтеотдачи совместно с подключением в одновременно-раздельную разработку на определенных режимах новых безводных нефтяных залежей.
В настоящее время перед нефтяной промышленностью Туркменистана стоит вопрос вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, основная доля которых находится в низкопроницаемых коллекторах. Важность решения этой проблемы определяется истощением запасов на давно эксплуатируемых площадях с резким снижением продуктивности скважин.
Ключевые слова:
закачка, дефект, переток, пакер, манометр, лифт фильтровая зона, геотермический градиент,
термический эквивалент.
Deryaev A.R.
SELECTION OF EQUIPMENT FOR DUAL COMPLETION EXTRACTION OF GAS AND OIL BY TWO TUBING COLUMNS
Abstract
The use of the latest technologies helps to increase the production potential both by extracting hard-to-reach oil from long-exploited fields, and by putting into development previously inaccessible deep-lying oil horizons.
The technology with multi-packer-sectional layouts makes it possible to refine the basic highly watered, depleted oil formations with good profitability until the planned oil recovery is achieved, together with the connection of new anhydrous oil deposits into simultaneous separate development under certain conditions.
Currently, the oil industry of Turkmenistan is facing the issue of involvement in the active development of hard-to-recover oil reserves, the bulk of which is located in low-permeability reservoirs. The importance of solving this problem is determined by the depletion of reserves in long-exploited areas with a sharp decrease in well productivity.
Key words:
injection, defect, overflow, packer, pressure gauge, lift filter zone, geothermal gradient, thermal equivalent.
Рассмотрим технологию освоения одновременно-раздельного отбора нефти и газа скважины месторождения Алтыгуйы, которая должна вскрыть продуктивные пласты красноцветного отложения НК7, HK8 и НК9, причем пласты НК7 и HK8 являются газовыми, а НК9 -нефтяным.
Как следует из вышеизложенного, подъем газа из двух пластов НК7, HK8 в скважине по одной колонне НКТ приводит к значительному перепаду давления между фильтровой зоной и устьем скважины, что потребовало специальных расчетов температурного режима работы скважин для выявления условий гидратообразования в приустьевой зоне НКТ.
Используя методику, изложенную в [1], расчеты производили по формуле:
T = T — Г
x заб х
1 — е
а.
Гм — — Hх
х
(1)
где Тх- температура газа на глубине х, °С; Г - средний геотермический градиент, °С/м;
Di-дифференциальный коэффициент Джоуля-Томсона в стволе скважины. °С/кгс/см2;
Рх - давление на глубине х, кгс/см2;
м
А - термический эквивалент механической работы, 1/427, ккал/кг*м;
(Р + Р)
(Р + Р )
Ср - средняя теплоемкость газа при P =——-— ккал/кгс;
ср 2
2пп
а - коэффициент,а
GCf(rC
здесь Л - теплопроводность горных пород, ккал/м *час*°С;
f(i)- безразмерная функция времени f(r( = Ln(1 +
nlgr
CnRc2
Расчет произведен для проектируемой (условной) скважины, предназначенной для ОРЭ. В соответствии с методикой расчетов, задаваясь конечной температурой, соответствующей равновесным условиям гидратообразования (Т при Ру) после определения приведенных значений давления и температуры:
р _ РсР-
пр
где Ркр - критическое давление,
Т
Т = сР'
пР ~ гр
кр.
где Ткр. - критическая температура
по соответствующим функциональным зависимостям, определены:
- теплоемкость смеси С = С0р + ДСр где ДСр = f(Тпр, Рпр)
- функция f (Di) = 0.4 (по величинам Рпр и Тпр )
Далее определена величина коэффициента Джоуля-Томсона
D =
Ткр /(Di)
РкрСр
Результат расчета в части определения коэффициента Джоуля-Томсона проверялся также по аналитической формуле И.А. Чарного, выведенной на основе термодинамических расчетов в соответствии с моделью реального газа Вандер-Ваальса [1, 2].
Средний дроссель эффект по И.А. Чарному вычисляется по формуле:
т=(к- 1) ТКр. (Ро - Р)(7.12Т1<р - Та) (2)
° - 8кТаРКр
Учет потерь давления в забойном оборудовании производится в тех случаях, когда пласты высокодебитные и дебит сильно зависит от незначительного изменения депрессии на пласт.
Наиболее характерными элементами подземных комплексов при определении «дополнительных» потерь давления (по отношению к общему перепаду давления в колонне НКТ) являются пакеры и клапаны. Разработаны практические методики определения потерь давления в забойном оборудовании, например, изложенные в [3]. Конструктивные особенности применяемых в странах СНГ и иностранными фирмами пакеров и клапанов-отсекателей позволяют определить потери, возникающие в них, как потери давления при прохождении газа через отрезок трубы или диафрагму.
Продуктивные пласты нижнего красноцвета (НК) расположены в среднем на глубинах: НК7 - 3450; ИКв-3500; НК9 -3600 метров и имеют пластовые давления: НК7 - 53,0 МПа; ИКв- 57,0 МПа, НК9- 65,0 МПа,
Для практической реализации способа сначала бурят скважину на точно подобранную глубину под 244,5 мм эксплуатационную колонну, так чтобы она перекрыла верхние газовые пласты НК7 и НК8, затем спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее до устья. После углубляют скважину до проектной глубины под 177,8 мм эксплуатационный хвостовик с заколонными расширяющимися пакерами, так чтобы она перекрыла нижний нефтяной пласт НК9.
Сначала перфорируют нижний нефтяной пласт перекрытый хвостовиком диаметром 177,8 мм на полимерно-известковом растворе (без глинистых частиц) по временному патенту Туркменистана № 380, спускают в скважину временный лифт, на башмаке которого установлен перфорированный патрубок со штуцером, осваивают скважину, исследуют работу скважины и снимают параметры самого нижнего пласта, в нашем случае НК9.
При этом газогидродинамические исследования необходимо осуществлять полным (достаточным) набором забойных штуцеров и инструментальными замерами забойных и устьевых давлений, а также замеры дебитов нефти, воды и газа на каждом режиме забойного штуцера.
После, временно перекрывают созданный фильтр скважины (глинисто-песчаной пробкой или извлекаемой пакер-пробкой) и перфорируют нижний газовый пласт НК8 перекрытый обсадной колонной диаметром 245 мм, аналогично предыдущему, на полимерно-известковом растворе (без глинистых частиц). Спускают в скважину временный лифт, на башмаке которого установлен перфорированный патрубок со штуцером, осваивают скважину, исследуют работу скважины и снимают параметры второго пласта снизу, в нашем случае НК8. Затем, временно перекрывают созданный фильтр пласта НК8 и осуществляют эти работы с вышележащим газовым пластом НК7.
После осуществления вышеперечисленных работ, связанных с перфорацией всех продуктивных пластов, проведения всех газогидродинамических исследований по каждому пласту в отдельности и установления параметров их эксплуатации, промывают скважину до искусственного забоя (если при временном перекрытии использовались глинисто-песчаные пробки), если же при временной перекрытии использовались временные пакера-пробки, то их извлекают из скважины с помощью канатной техники. Процесс промывки скважины до забоя завершают с таким расчетом, чтобы перфорированные интервалы были перекрыты на полимерноизвестковом растворе (без глинистых частиц) по временному патенту Туркменистана № 380.
Прорабатывают места установки пакеров грушевидными фрезерами, скреперами и шаблонами соответствующих размеров [4].
В скважину спускают по рис. 1., длинный ряд НКТ компонованный (снизу вверх) из оборудования: посадочного ниппеля (1), устройства для ремонта скважин, одноствольного нижнего пакера (2) для 177,8 мм эксплуатационного хвостовика, размещенного между пластами НК9и НК8 на хвостовой части (3); двуствольного пакера (4) для 244,5 мм эксплуатационной колонны заглушенный ствол (5) которого дополнительно снабжен перфорированный патрубок (6), внутри которого размещается извлекаемый штуцер направляющую воронку (7) на колонне 89 мм безмуфтовых НКТ с подземным оборудованиями по патенту Туркменистана № 603 [5]. Корректируют местоположения пакеров по показаниям магнитного локатора муфт, затем сбрасывают опрессовочное устройство и создают внутри НКТ соответствующее гидравлическое давление и запрессовывают все пакера, которые разобщают продуктивные пласты между собой. Извлекают из внутри длинного ряда НКТ опрессовочное устройство.
Затем, в скважину параллельно спускают короткий ряд НКТ (8) компонованный по патенту Туркменистана №603 и собирают устьевое оборудование, осваивают скважину и пускают ее в эксплуатацию. При этом, пласт НК9 работает нефтью по длинному ряду раздельно, а пласты НК8. НК7 работают газом по короткому ряду совместно, но раздельно от пласта НК8.
Технологические эффекты от использования предлагаемого способа обуславливаются: высокой технологичностью; возможностью исследования и регулирования добычи углеводородов из каждого
эксплуатационного объекта; оптимизацией технологического режима работы скважины в целом по скважине и режимы работы каждого из эксплуатационных объектов, как за счет изменения их характеристик, так и за счет изменения параметров скважинной установки: независимо воздействовать на каждый пласт и обрабатывать призабойную зону каждого объекта в отдельности.
Рисунок 1 - Схема внутрискважинного оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной и газовых горизонтов
Рисунок 2 - Компоновка внутрискважинного оборудования для ОРЭ а) перфорированный патрубок (усовершенствованный), б) извлекаемый забойный штуцер (дополнительно введенный), в) перфорированный патрубок с забойным штуцером, г) ловитель извлекаемого забойного штуцера (дополнительно используемый).
Экономический эффект указанной технологии выражается в дополнительной добыче нефти и газа и сокращении капитальных вложений на бурение и строительство дополнительных скважин. По действующим проектам разработки месторождений предусматривается эксплуатация каждого пласта отдельной сеткой размещения эксплуатационных скважин, т.е. для эксплуатации продуктивных горизонтов НК7, НКв, НК9 необходимо закладывать 3 скважины, а по заявленному способу эта работа реализовывается одной скважиной. Следовательно, суммарный экономический эффект от использования заявленного способа будет складываться от дополнительной добычи нефти и газа, а также от сокращения капитальных вложений на бурение 2-х дополнительных скважин.
Список использованной литературы:
1. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений / Хисамов Р.С. - Казань: изд-во Мониторинг, 1996. стр. 288.
2. Шаисламов Ш Г., Янтурин P.A., Янтурин А Ш., Лаптев В.В. Об одновременной эксплуатации нескольких пластов (пропластков) одной скважиной. // Бурение и нефть. 2007. № 10.
3. Задора Г.И. Оператор по добыче природного газа. - М.: Недра. 1980. с.55.
4. Оборудования ОРЭ научно-производственной фирмы «Пакер» (каталоги продукции выпуск №4 2007 г и выпуск №7 2009 г.).
5. Ограниченный патент №603 от 06.06.2014 г. Способ одновременно-раздельной эксплуатации двух горизонтов одной скважиной. /Под. автор. А.Р. Деряев., Г. Оразклыев/.
© Деряев А.Р., 2022
УДК 528
Рухадзе Д.М.
Студент Донской государственный технический университет
г. Ростов-на-Дону, РФ
ПРИМЕНЕНИЕ ИНТЕГРИРОВАННОЙ ФОТОГРАММЕТРИИ БПЛА И АВТОМАТИЧЕСКОГО ВЫДЕЛЕНИЯ ОБЪЕКТОВ ДЛЯ КАДАСТРОВОГО КАРТИРОВАНИЯ
Аннотация
В данной научной статье была исследована применимость беспилотного летательного аппарата (БПЛА, интегрированной фотограмметрии и автоматического извлечения объектов для кадастрового или имущественного картографирования. Алгоритм сегментации с несколькими разрешениями (MRS) был реализован на ортомозаике, генерируемой беспилотным летательным аппаратом, для картирования, и результаты были сопоставлены с результатом, полученным с помощью обычного метода наземной съемки с использованием дифференциального глобального позиционирования.
Перекрывающиеся пары изображений, полученные с помощью DJI Mavic были обработаны в ортомозаику с использованием программного обеспечения Agisoft metashape, в то время как алгоритм MRS был реализован для автоматического выделения видимых границ участка и построения их при различных параметрах масштаба (SPs) в программном обеспечении разработчика.
Полученные результаты доказали, что интеграция беспилотной фотограмметрии и автоматического выделения объектов применима при кадастровом картографировании и что она дает значительные преимущества с точки зрения времени и стоимости проекта.
Ключевые слова
Управление земельными ресурсами, приложения дистанционного зондирования, сегментация изображений, автоматическое выделение границ, картографирование с помощью БПЛА, наземная съемка.
Key words:
land management, remote sensing applications, image segmentation, automatic border allocation,
mapping using UAVs, ground survey.
Беспилотные летательные аппараты (БПЛА), широко известные как дроны, представляют собой летательные аппараты или летательные аппараты, управляемые дистанционно человеком-оператором
