CC BY
65
Таблица 4
Керамические показатели масс__
Масса Влажность, % Усушка, % Усадка, % Механическая прочность, кг/см2 Водопогло-щение, %
при 1180оС при 1250оС при 110оС утилый обжиг политой обжиг утилый обжиг политой обжиг
Производственная 21,0 4,5 8,0 10,1 74,0 321,8 583,8 15,7 10,8
Опытная
(с использованием 21 5,4 8,8 10,1 70,0 331,9 572,4 16,4 11,4
фарфорового камня)
гуляционных структур вполне дает возможность оценивать свойства масс в процессе обработки.
В центральной лаборатории завода была изготовлена керамическая масса со следующими соотношениями компонентов: глина ВГО-2 (Веселовская глина огнеупорная) - 30%; фарфоровый камень - 66%, бентонит - 2,5%, пегматит - 1,5%.
Керамические показатели массы с фарфоровым камнем Човдарского месторождения представлены в табл. 4. Как видно из таблицы, опытная масса по многим параметрам близка к производственной массе. Таким образом, в результате исследования упруго-вязко-пластичных свойств керамических масс с различным содержанием фарфорового камня Човдарско-
го месторождения установлено, что его можно использовать в качестве сырья для производства тонкой керамики. Для одного из видов местного сырья -фарфоровых камней Гарамурадского участка Човдар-ского месторождения - определен оптимальный состав (рецептура) шихты керамической массы.
Таким образом, использование фарфорового камня в промышленности, особенно в производстве изделий тонкой керамики, дозированное введение его в состав фарфоровой массы дает возможность значительно ограничить использование привозного сырья -каолина, полевых шпатов, кварца и др., а также сократить затраты на перевозку.
Статья поступила 19.11.2014 г.
Библиографический список
1. Алиев И.Дж. Закономерности формирования и локализации месторождений фарфорового камня (на примере Малого Кавказа). В кн.: Полезные ископаемые Азербайджана. Баку: Изд-во БГУ, 1998.
2. Алиев И.Дж. Фарфоровые камни. В кн.: Геология Азербайджана. Т. VI. Полезные ископаемые. Баку: МаАа-РгеББ, 2005.
3. Кременчуцкая М.Б., Тихомирова О.П., Шейх-заде Ф.М. Структурно-механические свойства ангренского каолина // Стекло и керамика. 1981. № 3. С. 19-20.
4. Ничипоренко С.П. Основные вопросы теории процессов обработки и формования керамических масс. Киев: Изд-во АН УССР, 1960.
УДК 622.276
ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТРЕНАЖЕРНОГО КОМПЛЕКСА
© Н.А. Буглов1, А.В. Карпиков2, П.С. Гриб3
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Представлены результаты экспериментальных исследований влияния величины депрессии на пласт на скорость его обводнения. Получены зависимости общего количества извлекаемых запасов нефти от скорости водонагне-тания.
Ил. 4. Табл. 1. Библиогр. 4 назв.
Ключевые слова: депрессия; пласт; заводнение; дебит; тренажер.
1Буглов Николай Александрович, кандидат технических наук, зав. кафедрой нефтегазового дела, тел.: (3952) 405158, e-mail: bna@istu.edu
Buglov Nikolai, Candidate of technical sciences, Head of the Oil and Gas Department, tel.: (3952) 405158, e-mail: bna@istu.edu
2Карпиков Александр Владимирович, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405659, e-mail: burenie@istu.edu
Karpikov Alexander, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Oil and Gas Department, tel.: (3952) 405659, e-mail: burenie@istu.edu
3Гриб Петр Сергеевич, старший преподаватель кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405659, e-mail: petr.irk@mail.ru Grib Petr, Senior Lecturer of the Oil and Gas Department, tel.: (3952) 405659, e-mail: petr.irk@mail.ru
OPTIMUM MODE SELECTION FOR PRODUCTION WELL OPERATION USING A SIMULATOR COMPLEX N.A. Buglov, A.V. Karpikov, P.S. Grib
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The paper presents the results of experimental studies of the effect of pressure drawdown on reservoir flooding rate. It also obtains the dependences of the total amount of recoverable oil reserves on water injection rate. 4 figures. 1 table. 4 sources.
Keywords: drawdown; reservoir; flooding; water discharge; simulator.
Основным результатом успешной разработки любой залежи является ее конечный коэффициент нефтеотдачи, который, как известно, определяется геологическими свойствами коллекторов и технологическими параметрами разработки месторождения. Если геологическое строение резервуара изменить невозможно, то основной технологический параметр - систему разработки - можно оптимизировать [1]. Именно она максимально влияет на коэффициент извлечения нефти, темпы отбора, скорости обводнения, а также накопленный чистый дисконтированный доход, которые и характеризуют эффективность работ по добыче углеводородов.
С целью повышения эффективности работ по добыче углеводородов в каждом конкретном случае необходимо выбирать оптимальный технологический режим эксплуатации скважины (ОТРЭС), под которым подразумевается поддержание определенного соотношения между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. С математической точки зрения ОТРЭС определяет граничные условия на забое, которые необходимо знать для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважине.
При установлении технологического режима эксплуатации используют исходные материалы, накопленные в процессе поисково-разведочных работ и опытной промышленной эксплуатации месторождения, которые включают в себя результаты геологических, геофизических, газогидроди-намических, газоко-нденсатных исследований и лабораторного изучения образцов коллекторов и насыщающих их жидкостей и газов. Особое внимание при этом уделяется математическому моделированию процессов в пласте и использованию программно-технических комплексов на базе приобретенного ИрГТУ «Тренажера по эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН» (ТЭС) [4]. Он используется в качестве экспертной системы для подбора оптимальной УЭЦН, в которую необходимо вводить геолого-технические данные конкретного (необходимого) месторождения и используемого оборудования и отслеживать процессы, происходящие в виртуальной системе «пласт - скважина - УЭЦН - устье скважины», что позволяет с высокой степенью достоверности моделировать и визуализировать работу всей конструкции.
ТЭС разработан ООО «ЦСМРнефть» Академии наук Республики Татарстан (АН РТ), имеет все необходимые сертификаты, несколько его опытных образцов уже поставлены российским нефтяным компаниям. Он обеспечен базой данных нефтяных месторождений различных регионов с характерными для этих
мест осложняющими эксплуатацию факторами.
Комплексный ТЭС представляет возможность успешно решать комплекс следующих задач:
- рассчитать различные характеристики (гидро- и термодинамические) работы системы «скважина -УЭЦН - пласт», используя методы математического моделирования;
- визуализировать процессы, происходящие в скважине, насосной установке и пласте;
- модернизировать нефтепромысловую технологию на конкретных месторождениях.
Для принятия практических решений при различных условиях эксплуатации он позволяет обойтись без реальных скважин, дорогостоящих насосов и приводов, огромных затрат энергии и времени. В любой момент оператор тренажера может изменить характеристики пласта, режим работы скважины и создать ситуацию, которая потребует немедленных его действий.
Система визуализации ТЭС разрешает увидеть динамическую характеристику насоса, индикаторную линию скважины, распределение давления и температуры в скважине и в насосе, работу замерной установки и газосепаратора и многое другое.
С помощью тренажера можно многократно повторять условия работы скважин с абсолютно разными геолого-техническими условиями эксплуатации.
Например, для моделирования процессов в ТЭС можно ввести виртуальные исходные геологические данные, которые в зависимости от условий могут изменяться [2; 3] (рис. 1).
Программные возможности тренажера позволяют отследить зависимость дебета нефти от разницы давлений, времени эксплуатации и скорости обводнения пласта (рис. 2). Так, например, при изменении значений депрессии на пласт можно выбрать пять различных режимов эксплуатации скважины (таблица).
Согласно расчетным данным, при наименьшей депрессии на пласт суточный дебит добываемых углеводородов оказался минимальным, однако извлекаемые запасы до полного обводнения близки к максимальным. При депрессии, равной 3 МПа, может быть достигнуто пиковое значение извлекаемых запасов из пласта при снижении времени его эксплуатации в два раза по сравнению с режимом наименьшей депрессии (рис. 3).
Наибольшая депрессия на пласт, равная 9 МПа, дает возможность добиться максимального суточного дебита, однако в таком случае прорыв воды в скважину происходит за 308 суток, что снижает суммарные извлеченные запасы на 7,5% от максимально возможных. Зависимость времени эксплуатации скважины от суточного дебита показана на рис. 4.
Рис. 1. Физические и геометрические параметры пласта
Рис. 2. Скорость обводнения пласта Режимы эксплуатации скважины
Номер режима Депрессия на пласт, МПа Начальный дебит, м3/сут. Дебит при содержании воды 1%, м3/сут. Время эксплуатации, сут. Извлеченные 3 запасы, м
1 1,5 30,98 20,42 1848 47649,75
2 3 61,96 41,66 924 47875,21
3 5 101,13 69,77 554,6 47080
4 7 135,16 98,10 396,2 46064
5 9 162,52 123,98 308,3 44258,07
Рис. 3. Объем извлеченных запасов в зависимости от выбранных режимов эксплуатации скважин
Вр е.мя эксплуатации скважины суг.
Рис. 4. Зависимость времени эксплуатации скважин от суточного дебита
Анализ данных, представленных в таблице, позволяет сделать следующие выводы:
- оптимальная депрессия на пласт режима № 2 способствует увеличению суммарного дебита добытых углеводородов более чем на 8%;
- значительное (в несколько раз) увеличение длительности эксплуатации скважины требует отдельного
экономического анализа рассматриваемого режима.
Таким образом, с точки зрения гидродинамических процессов, протекающих в пласте, оптимальная на него депрессия позволяет долгое время избегать полного обводнения скважины и существенно повысить коэффициент нефтеотдачи.
Статья поступила 02.12.2014 г.
Библиографический список
1. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: учеб. пособие для студентов вузов, обуч. по направлению «Нефтегазовое дело» / ред. С.С. Григорян. М.; Ижевск: Изд-во Ин-та комп. исслед., 2005.
2. Качин В.А., Карпиков А.В. Влияние засолонненых песчаников верхнечонского горизонта на процесс добычи нефти на Верхнечонском месторождении методом поддержания пластового давления. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013.
3. Качин В.А., Карпиков А.В. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учеб. пособие. Иркутск, 2014.
4. Применение современных программных комплексов для оптимизации добычи нефти на месторождениях Восточной Сибири / Б.Б. Дашижапов, А.И. Пантелеев, П.С. Гриб, П.С. Пушмин. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013.
