Удк 622. 244 05: 681 06 гидродинамическое исследование скважин с помощью программы geotask (версия 4)

Вид материала

Исследование

Содержание Цель модельных работ Конструкция модели. Рис.1. Результаты проведения сканирующего бокового каротажа Угол по данным БКС, (град) Информационное обеспечение и интерпретация материалов геофизических исследований Рис.1. Результаты моделирования притока к одиночной ГС Опыт использования технологии комплексной интерпретации данных гис с применением спектрометрических модификаций радиоактивного к Рис.1. Карбонатный разрез. Список использованных источников Опробование возможностей идентификации технологических каверн в газовых скважинах по данным ядерно-геофизических методов Рис. 1. Интерпретация по данным сопоставления гамма-излучения из породы до и после обсадки скважины Анализ эффективности бурения уплотняющих скважин Использование гис при анализе пробной эксплуатации турнейских залежей арланского нефтяного месторождения О применении цифрового компаса в поверочных процедурах инклинометрических систем Система управления и мониторинга Оценка геофизических данных на основе RBF-сети), основанный на многоуровневой регуляризации с применением предложенного векторного критерия сглаживания. Рассмотрен пр Прогнозирование состояния ствола Рис. 1. Напряжения, действующие на стенку необсаженной Рис. 2. Распределение кольцевых напряжений  ... Полное содержание

Подобный материал:

• Удк 340. 6+681. 327+681 015 Д. В. Ландэ, В. Н. Фурашев, 450.24kb.
• Удк 681 053: 681. 32: 007, 134.3kb.
• Удк 681. 03 Экспертная система анализа экологической безопасности, 79.34kb.
• Учебное пособие Санкт-Петербург 2000 удк 681, 344.56kb.
• Удк 681. 5: 622. 4 Методы искусственного интеллекта в задаче обеспечения эффективной, 54.32kb.
• Тема урока: «Исследование функции с помощью производной», 80.5kb.
• Удк 681. 51: 303. 732+681 066 вопросы анализа проблем рыбохозяйственных комплексов:, 87.72kb.
• Ю. К. Базанов Права человека и защита персональных данных Киев 2000 удк 342. 721: 681, 4681.12kb.
• Учебное пособие Павлодар удк 622 012 (07) ббк 30. 3я7, 2078.83kb.
• З. А. Зорина удк 612. 821. 6 Исследование, 666.77kb.

УДК 622.244.6.05:681.3.06

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ПРОГРАММЫ GEOTASK (ВЕРСИЯ 4)


Р.А. Ахтямов, И.Р. Сафиуллин, В.С. Хакимов

(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)


В ОАО НПФ «Геофизика» разработан программный продукт «GeoTask», предназначенный для решения различных задач, связанных с обработкой кривых изменения давления при испытании пластов. Данная программа позволяет получить гидродинамические характеристики пласта и решать задачи, связанные с гидродинамическим исследованием скважин. При этом большое значение приобретает информация о коллекторских свойствах пород призабойной и удаленной зон пласта. Последняя версия программы включает в себя импорт исходных данных давления и температуры, редактирование данных, обработка диаграмм давления с использованием различных математических методик и вывод результатов ГДИС в специализированном отчете.

Данный программный продукт состоит из основного приложения «GeoTask» и нескольких дополнительных приложений, которые соответствуют различным задачам.

Основное приложение «GeoTask» включает в себя работу с проектом исследования. Здесь же предусмотрено внесение промысловых данных технологических исследований: условия проведения исследований, сведения об элементах конструкции скважин, сведения об исследуемом пласте и т.д. Для работы с диаграммами давления и температуры в программе имеются инструменты редактирования данных, такие как: прореживание кривой, полное сглаживание, поинтервальное сглаживание, обрезание кривой, удаление неинформативных участков, увязка кривых по времени, корректировка единиц измерения, корректировка данных. Причем, вышеуказанные методы редактирования и просмотра данных применимы как для всех диаграмм технологического исследования, так и для графика одного манометра.

Дополнительное приложение «Конвертор» служит для импорта данных давления и температуры в программу. Для этих целей здесь предусмотрены модули формата данных, соответствующие формату данных конкретного цифрового манометра. В частности, имеются модули для таких форматов как: *.mtt, *.asc, *.las, *.dt, *.txt. Список модулей форматов обновляется путем удаления или внесения нового модуля формата данных. Также в конверторе имеется возможность ручного ввода данных.

Дополнительное приложение «Интерпретация карт давления», как видно из названия, необходимо для обработки данных и является основным инструментом ГДИС. Путем расстановки расчетных точек и выделения интервала (например, КП или КВД) делается расчет гидродинамических параметров пласта, таких как: проницаемость, гидропроводность, пластовое давление, пьезопроводность, потенциальная проводимость, скин-фактор, коэффициент призабойной закупорки, фактическая депрессия, объем притока, средний дебит, средний коэффициент продуктивности. Для решения каждой задачи в программе заложены алгоритмы, основанные на различных математических методах, отвечающие теории фильтрации сжимаемой жидкости в упругом пласте. Особенностью программы является наличие таких опций как: перемещение расчетных и контрольных точек, т.е. у интерпретатора появляется возможность манипулирования расчетными данными для достижения наилучшего результата и процедура расчетов максимально приближена к ручной обработке. Как известно, на достоверность результатов влияет опыт интерпретатора. Такой подход имеет преимущество перед другими методиками интерпретации данных, которые применяются в различных программных продуктах.

Следует учесть, что отдельному виду обработки данных давления соответствует отдельный модуль обработки данных. Таким образом, при появлении новых гидродинамических задач формируется список модулей обработки данных, который обновляется путем добавления нового модуля.

Дополнительное приложение «Генератор отчета» предназначено для создания отчета и вывода его на печать. В данном отчете по желанию пользователя формируются: сопутствующая промысловая информация, данные обработки, диаграммы давления и температуры.

Программный продукт «GeoTask» сопровождается руководством пользователя и электронным справочником, в которых подробно описываются принципы работы с данной программой.

УДК 550.832.74:622.245.1

сканирующИЙ БОКОВОЙ КАРОТАЖ для КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН


Н. Р. Муллагалеева, А.В. Кондрашов, Т.С.Мамлеев

(ОАО НПП «ВНИИГИС», г. Октябрьский, Башкортостан, Россия)


В последнее время при решении структурно-геологических и промыслово-геофизических задач для целей разведки и эксплуатации нефтегазовых месторождений начал возрастать интерес к микрорезистивным сканерам, представляющим собой устройства бокового каротажа, позволяющие получать полный панорамный обзор стенки скважины путем проведения измерений по азимутальным секторам. Специальная обработка результатов БКС с построением дифференциальных разверток по глубине и азимуту позволяет наглядно представить состояние обсадной колонны и выявить интервалы перфорации.

Впервые прибор фокусированного бокового каротажа с секционированным центральным электродом для выделения зон с азимутальной неоднородностью был заявлен в 1982 г. во ВНИИНПГ (г. Уфа). Это был прибор с передачей на поверхность аналогового сигнала, амплитуда которого пропорциональна степени электрической неоднородности скважинной формации. Данный прибор, регистрируя лишь общие признаки электрической неоднородности пород, не позволял оценивать детали и характер этой неоднородности.

В 1983 – 1985 г.г. во ВНИИГИС был разработан цифровой модуль сканирующего бокового каротажа СБК с зондовой установкой типа БК-3 с центральным фокусированным электродом, разделенным на шесть секций, с раздельной регистрацией тока каждой секции, предназначенный для работы в составе агрегатированного комплекса цифровой аппаратуры АКИПС-48 и АКИПС-36. В ходе испытаний и последующей эксплуатации этого модуля была показана высокая эффективность метода при исследовании азимутальных неоднородностей скважинных формаций, оценке характера и особенностей этих неоднородностей, выделении наклонных, в том числе тонких, пластов. В настоящее время этот модуль выпускается в модификации с восемью секциями центрального электрода при диаметре прибора 48 мм. Вертикальное разрешение аппаратуры составляет 2 см. Скважинный прибор центрирован в скважине. Конструкция прибора позволяет использовать его в наклонных и горизонтальных скважинах.

В 2000 г. во ВНИИГИС был разработан электрический сканер диаметром 73 мм с расширенными функциональными возможностями – АЭСБ-73. Прибор АЭСБ-73 позволяет на более высоком уровне решать задачи сканирования электрических свойств изучаемого геологического разреза.

Прибор АЭСБ-73 представляет собой модификацию пятиэлектродного бокового каротажа. Решаемые задачи: оценка азимутальных неоднородностей геологических формаций; определение наклона пересеченных скважиной пластов; выделение и определение ориентации трещин в коллекторах; контроль технического состояния обсадных колонн. Центральный электрод состоит из 16 азимутальных сегментов, благодаря чему производится раздельная регистрация 16 кривых удельного электрического сопротивления. Отсутствие в конструкции традиционной косы обеспечивает удовлетворительную проходимость прибора в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах, а наличие в составе сканера разноглубинных зондов и модуля инклинометрии позволяют выделять зоны проникновения фильтрата бурового раствора и пространственно увязывать неоднородности разреза, включая определение направления распространения зон трещиноватости. Интересен и перспективен также опыт использования данного сканера в качестве дефектоскопа колонн и локатора перфорационных (в том числе сверленных) отверстий. Глубинность зондирования в радиальном направлении зависит от соотношения _п /_c, и в открытом стволе составляет с косой 1-1.5 м, без косы – 0.5-1 м. Вертикальная разрешенность – 15 мм. Диапазон измерений сопротивлений 0,1-10000 Омм.

На рис. 1 приведены результаты проведения сканирующего бокового каротажа (АЭСБ-73) по модельной скважине № Э-2 ОАО НПП «ВНИИГИС».

Цель модельных работ: проверка разрешающей способности аппаратуры АЭСБ-73 при выделении различных видов неоднородностей, в том числе вертикальных, наклонных трещин и локальных неоднородностей.

Конструкция модели.

Скважина обсажена стальной колонной диаметром 305 мм до забоя (51 м), заполнена пресной водой.

В скважину опущена колонна из пяти стеклопластиковых труб общей длиной 15 м. Размеры каждой стеклопластиковой трубы составляют:

• наружный диаметр – 175 мм
  
• внутренний диаметр – 150 мм
  
• длина – 3000 мм с резьбой на концах по 100 мм.
  

Высота соединительных стеклопластиковых муфт составляет 200 мм.

Трубы имеют искусственно выполненные дефекты, имитирующие электрические неоднородности (табл. 1).


Таблица 1

№№ трубы от устья скв.	Отличительные особенности
1	Труба без дефектов.
2	Труба с отверстиями – 28 рядов по 6 отверстий диаметром 5 мм, расположенных в шахматном порядке относительно соседних рядов. Две вертикальные сквозные щели длиной 1 м и шириной 6 мм. Две наклонные сквозные щели длиной 20 см и шириной 6 мм под углом около 45 градусов.
3	Труба с отверстиями – 28 рядов по 6 отверстий диаметром 5 мм, расположенных в шахматном порядке относительно соседних рядов.
4	Труба с отверстиями – 15 рядов по 6 отверстий диаметром 2 мм, расположенных в шахматном порядке относительно соседних рядов.
5	Труба без дефектов.

Результаты модельных исследований.




Рис.1. Результаты проведения сканирующего бокового каротажа

(АЭСБ- 73) по модельной скважине № Э-2 ОАО НПП «ВНИИГИС»


На рис.1 представлены:

1 – Диаграммы фокусированных токов I_Аo1-I_Аo16 , на которых все неоднородности, имитируемые дефектами стеклопластиковых труб, фиксируются расхождениями токов отдельных измерительных электродов. Интервалы с трещинами (щели – труба №2) характеризуются резким увеличением проводимости на фоне которого локальные неоднородности (отверстия) выделяются слабо дифференцируемыми экстремумами. Аналогичные локальные неоднородности (труба №3) на фоне общей низкой проводимости характеризуются повышенной дифференциацией экстремумов.

2 – Конструкция модели.

3 - Развертка фокусированных токов I_Аo1-I_Аo16 с модуляцией величины тока в цветной и в монохромной шкале. Хорошо выделяются области искусственных дефектов в виде вертикальных и наклонных щелей (труба №2), а также области с различными проводимостями, соответствующие областям рядов отверстий различного диаметра (труба №2 и №3 – диаметр отверстий 5 мм, труба №4 – диаметр отверстий 2 мм).

4 – Развертка дифференциала токов по азимуту dI(A), позволяющая контрастно выделить азимутальные неоднородности объекта. Хорошо выделяются не только щели, но и отдельные отверстия. Вертикальная темная область на трубе №3 с отличающейся контрастностью объясняется загрязненностью отверстий. По этой же причине выделяются не все отверстия трубы №4. Контрастность проводимости щелей на трубе №2 намного превышает контрастность проводимости отверстий, из-за чего отверстия трубы №2 на данной развертке не видны.

5 – Развертка дифференциала токов по азимуту dI(A) с фильтрацией по вертикальному геометрическому фактору позволяет выделить неоднородности в виде отверстий на трубе №2.

6 – Трехмерное представление развертки дифференциала токов по азимуту dI(A).

Конструкция модели не позволяет выполнять инклинометрические измерения, поэтому определялись только углы падения щелей без их азимутальной ориентации. В табл. 2 приведено сопоставление фактических углов щелей модели и определяемых по данным БКС углов падения электрических неоднородностей, обусловленных наклонными щелями.

Таблица 2

№ щели от устья скважины	Угол в модели, (град)	Угол по данным БКС, (град)
1	47	45
3	42	41

Выводы

Аппаратура АЭСБ-73 позволяет определить вертикальные и наклонные трещины и отдельные локальные неоднородности размером 2 мм и менее.

Как показывают приведенные в настоящей работе результаты, сканирующий БК имеет широкие перспективы применения для решения геолого-технических задач в нефтегазовых скважинах.


УДК 550.823:622.243.24

ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН


Л.Е. Кнеллер, Я. С. Гайфуллин, А.П. Потапов

(ОАО НПП «ВНИИГИС», г. Октябрьский, Башкортостан, Россия)


Одной из перспективных технологий бурения и эксплуатации скважин является строительство и эксплуатация горизонтальных скважин (ГС), боковых горизонтальных стволов (БГС). При этом, как правило, увеличивается дебит ГС по сравнению с вертикальными скважинами, увеличивается площадь дренирования, появляется возможность вести эксплуатацию при меньших депрессиях давления.

К настоящему времени, в мире, а также в России пробурено значительное количество таких скважин. Но часто они не оправдывают своё назначение: дебит меньше ожидаемого, наблюдается быстрое обводнение продукции и т.п. Анализ бурения ГС показывает, что одной из основных причин низкой эффективности использования, так называемых «горизонтальных технологий», является отсутствие или недостаточное использование соответствующего информационного обеспечения:

• не в полной мере изучены вопросы, связанные с влиянием геологических, петрофизических и техногенных факторов на продуктивность в условиях бурения, освоения и эксплуатации ГС; не всегда имеется достаточная изученность участков (залежей), намеченных для бурения ГС;
  
• не всегда обеспечивается оптимальная проводка, заканчивание, освоение и эксплуатация ГС; недостаточно привлекается геолого-геофизическая, петрофизическая и другая информация на всех этапах строительства и освоения ГС - проектировании, бурении и эксплуатации;
  
• необходимо использовать соответствующее программно- методическое обеспечение для интерпретации данных геофизических исследований в ГС (ГИ ГС), учитывающее особенности ГС, аппаратуру и комплекс геофизических исследований.
  

Геофизические методы исследования ГС являются основным источником информации, необходимой для бурения и эксплуатации ГС. Процесс получения геофизической информации в ГС и интерпретации охватывает несколько стадий - геонавигацию, окончательный каротаж, измерения в процессе освоения и эксплуатации объекта (профили притока, продуктивности отдельных участков горизонтального ствола, его технического состояния) [1]. В данной работе рассматриваются вопросы, касающиеся только второй фазы.

В России применяется несколько технологических средств доставки: «жёсткий кабель», технология «Горизонталь», АМК «Горизонт», АМАК «Обь» и др. На сегодняшний день проблема доставки скважинных приборов на забой ГС решается более успешно, чем решение геологических задач на основе получаемой информации.

Говоря о специфике интерпретации материалов ГИ ГС, можно выделить ряд особенностей:

• Используемые зонды и комплексы геофизических исследований для ГС отличаются от вертикальных скважин. Имеются существенные различия в моделях околоскважинного пространства для ГС. Геофизические исследования в ГС охватывают достаточно ограниченный интервал глубин по вертикали. В этих условиях, в технологии интерпретации возрастает роль априорной информации.
  
• Особое расположение траектории ГС в толще пород требует реального положения траектории и профиля геологического разреза вблизи ГС при проведении интерпретации.
  

С учётом особенностей интерпретации данных ГИ ГС нами разработано и апробировано соответствующее программно- методическое обеспечение. Кроме оценки геологических параметров пород, пересекаемых траекторией ГС, оно позволяет также сделать определенные выводы об ожидаемой промысловой эффективности ГС по результатам интерпретации. Естественным критерием для этого является прогноз потенциальных дебитов на основе использования моделей притока к ГС.

Как и для обычных скважин, интерпретация данных ГИ ГС условно разделена на два взаимосвязанных этапа. Первый этап - геофизическая интерпретация, связан с оценкой и корректировкой ряда физических свойств, определяемых по комплексам проводимых измерений в ГС (например, для АМК «Горизонт» - оценка водородосодержания пород по РК, α_пс по ПС, двойного разностного параметра ГК, УЭС пластов и т.д.). Геологическая интерпретация данных ГИС горизонтальных скважин позволяет реализовать:

• реальное положение траектории ГС на профиле геологического разреза;
  
• количественное определение геологических параметров ─ пористости, литологического состава, насыщения, проницаемости;
  
• оценку промысловой эффективности горизонтальной скважины, т.е. прогноз ожидаемых дебитов, профилей притока.
  

Имеющаяся геолого-геофизическая и другая информация может быть использована при математическом моделировании притока к ГС и прогнозе дебитов. Она включает измерения и результаты интерпретации, петрофизические исследования, полученные на различных этапах изучения месторождения и строительства ГС. Такой подход позволяет трансформировать исходные каротажные кривые для ГИ ГС в виде некоторых прогнозных кривых - профилей притока по траектории ГС, и рассчитать ожидаемый дебит всей скважины с учётом её реального положения.

При решении задач электрических, электромагнитных методов для условий ГС необходимо обратить внимание на следующее. Основной особенностью горизонтальной скважины (ГС) является расположение ее оси параллельно или под небольшим углом относительно плоскости геологических напластований, т.е. в отличие от вертикальных скважин (ВС) может наблюдаться радиальная анизотропия петрофизических свойств горных пород [1].

Другим, наиболее существенным фактором, определяющим различие в моделировании измерений в ГС, является специфика строения зоны проникновения (ЗП) фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласт.

Существенное влияние на показания методов оказывает наличие подстилающих и покрывающих пластов. Особенно сильно это влияние в тонких пластах и для глубинных методов (ЭК, ИК). Для оценки этого влияния разработаны методы моделирования измерений ЭК, ИК в пластах ограниченной толщины с учетом местоположения ствола скважины относительно границ пластов [2, 3].

Важным моментом при разработке программно- методического обеспечения интерпретации данных ГИ ГС является использование гидродинамических моделей притока к ГС.

Прогноз и моделирование притока к ГС актуальны на всех этапах строительства ГС, включая ее эксплуатацию. Так, например, в тонкослоистом разрезе, состоящем из маломощных пропластков, или близкой зоны ВНК необходим также прогноз оптимальных режимов эксплуатации, чтобы уменьшить вероятность быстрого обводнения при максимально возможном дебите ГС. Прогноз промысловой эффективности ГС по данным ГИ ГС предполагает знание пространственного положения скважины и модели притока к ГС.

Математической основой моделирования эффективности ГС является описание фильтрации жидкости в сложно построенных, в общем случае, пористых средах [4]. Достоверность моделирования должна обеспечиваться использованием адекватных реальному геологическому разрезу математических моделей.

Не останавливаясь на описании математического аппарата отметим, что численное моделирование притока позволяет оценить влияние всевозможных факторов, определяющих дебит ГС и учесть их при интерпретации данных ГИ ГС [5].

На рис.1а приведены примеры моделирования распределения притока к ГС вдоль всей ее длины, когда траектория скважины проходит внутри однородного пласта. Распределение притока по длине не является равномерным. Тем не менее, несмотря на более интенсивный приток на концах ГС, их вклад в суммарный дебит не является значительным, т.е. дебит ГС определяется всей ее длиной.

С увеличением длины одиночной горизонтальной скважины происходит практически линейное увеличение дебита. Такая зависимость обусловлена работой скважины в стационарном режиме при условии постоянного забойного давления, без учёта потерь на трение при движении по горизонтальному стволу. На практике имеются более существенные факторы, обусловленные особенностями технологии разработки. К ним относятся эффекты экранирования (интерференции) скважин. За счет таких эффектов зависимость дебитов ГС от ее длины может отклоняться от зависимостей, полученных модельно для одиночной скважины. В связи с этим, особую важность приобретает теоретическое обоснование технологических моделей для различных систем использования боковых стволов, методологии расчетов и проектирования строительства [6], а также учет в дальнейшем этих факторов при интерпретации данных ГИ ГС.




Рис.1. Результаты моделирования притока к одиночной ГС

в однородном и слоистом пластах:

а – траектория ГС находится в однородном пласте; б – траектория ГС пересекает пропластки различной толщины и проницаемости


Технология интерпретации данных ГИ ГС предполагает использование следующей петрофизической и геологической информации:

• петрофизические зависимости для оценки пористости, глинистости пород;
  
• петрофизические зависимости для оценки насыщенности пород;
  
• петрофизические зависимости для оценки абсолютной и фазовой проницаемости пород;
  
• информацию об анизотропии проницаемости пород;
  
• информацию об углах залегания пластов, на которые пробурена ГС;
  
• информацию о толщинах пластов;
  
• геофизическую информацию по соседним вертикальным скважинам;
  
• информацию о данных эксплуатации (депрессии, дебиты).
  

При интерпретации данных ГИ ГС используется достаточно простой и наглядный способ анализа и учета пространственного положения траектории ГС. Информация по ГС изображается в виде планшетов, где профиль траектории ГС представляется в виде такой же кривой, как и остальные данные ГИ ГС. В качестве глубины на таких планшетах фигурирует длина по стволу скважины (Н). Для полного пространственного анализа геофизических данных необходимо знать также поведение траектории ГС на горизонтальной плоскости. На сформированных планшетах для этой цели используется дополнительная колонка, где с помощью стрелок указывается направление траектории в горизонтальной плоскости. Таким образом, в формируемых планшетах с данными ГИ ГС подготавливается вся необходимая информация для оценки положения траектории ГС в пространстве.

В настоящее время реализовано решение следующих задач по материалам геофизических исследований в ГС [7-10]:

• оценка положения траектории ГС и уточнение геологического профиля вблизи ГС; анализ данных ГИ ГС и положения траектории ГС;
  
• оценка геологических параметров пород, пересекаемых траекторией ГС;
  
• прогноз абсолютных и фазовых проницаемостей пород, прогноз удельных и суммарных дебитов по ГС на основе подбора гидродинамической модели;
  
• подготовка таблицы заключения по скважине.
  

Технология интерпретации осуществляется на основе функциональных блоков (модулей), которые по мере её усовершенствования могут дополняться. Работа с функциональными модулями реализуется через соответствующее меню.

Программное обеспечение использовано для интерпретации данных ГИС по многим (сотни) горизонтальных и наклонно-направленных скважин, бурящихся на различных месторождениях и отложениях.

На рис.2 приведен пример прогноза потенциальных дебитов на основе геологической интерпретации материалов ГИ ГС. Дебит ГС складывается как суммарный дебит элементов всей ее длины. Вклад этих элементов в общий дебит может быть очень дифференцированным. Практический интерес представляет прогноз изменения притока по всей длине реальной ГС. Значения проницаемости пород рассчитываются в каждой точке траектории. Расчет кривой проницаемости по данным ГИ ГС осуществляется с использованием настроенной для этих отложений зависимости Коатса-Дюмануара. С учетом насыщенности пород рассчитываются фазовые проницаемости пород вдоль траектории ГС, а затем дифференциальные (ДВ и ДН) и интегральные дебиты (ДЕБВ и ДЕБН).

Таким образом, предлагается технология интерпретации материалов ГИ ГС и программно-методическое обеспечение, основными особенностями которой являются:

• Возможность определения истинных сопротивлений с учётом реальных конструкций зондов и геометрии среды для горизонтальных скважин.
  
• Возможность уточнения геологического профиля на основе совместного рассмотрения ГИ ГС и данных инклинометрии.
  
• Прогноз потенциальных дебитов ГС на основе решения уравнений гидродинамики для ГС.
  

Рис.2. Пример прогноза дебитов по результатам интерпретации

данных ГИС (скв. 11ХХХ, пл Арланская)


Список использованных источников:

1. Рапин В.А. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и круто наклонных скважин // Нефтяное хоз-во, 1994. -№8.-С. 11-16.
   

2. Потапов А.П. Определение удельного электрического сопротивления пластов по данным ВИКИЗ в условиях тонкослоистого разреза // Кнеллер Л.Е. / НТС «Каротажник» –Тверь: «Герс», 2000. -Вып.52. – С. 62-67.

3. Потапов А.П. Решение прямой и обратной задач индукционного каротажа для сред с произвольным и дискретным распределением проводимости по глубине // Кнеллер Л.Е. / Геология и геофизика. АН СССР, Сиб.отд., Наука, 1990. -№5. – С. 122-129.

4. Азиз Х., Сеттари. Математическое моделирование пластовых систем. – М.: Недра, 1982. – 407 с.
   
5. Гайфуллин Я.С. К Оценке влияния особенностей геологического разреза на потенциальные дебиты горизонтальной скважины // Кнеллер Л.Е., Грезина О.А. / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -№8. 2000.
   
6. Муслимов Р.Х. и др. Системы разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами. /Материалы совещания “Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения». Альметьевск, сентябрь 1995. – М., ВНИИОЭНГ, 1996. – С. 254-278.
   
7. Кнеллер Л.Е. Опыт и перспективы интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений / Гайфуллин Я.С., Потапов А.П., Леготин Л.Г., Султанов А.М. - №4. 1996. – С. 34-38.
   
8. Кнеллер Л.Е. Прогноз потенциальных дебитов горизонтальных скважин по данным ГИС. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений / Гайфуллин Я.С., Рахматуллин В.У., Антонов К.В. -№12. 1997. – С. 17-21.
   

9. Кнеллер Л.Е. Опыт и особенности интерпретации материалов геофизических исследований (ГИС) горизонтальных скважин. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений / Гайфуллин Я.С., Потапов А.П. - 1997. - №1. – С. 25-31.

10. Кнеллер Л.Е. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС / Рындин В.Н., Плохотников А.Н. –М., 1991, -65 с.: ил. (Развед. геофизика: /Обзор ВИЭМС, МГП «Геоинформмарк»).

УДК 550.832.554.07/.08

ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС С ПРИМЕНЕНИЕМ СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКИХ МОДИФИКАЦИЙ РАДИОАКТИВНОГО КАРОТАЖА


Я.С. Гайфуллин, А.И. Лысенков, Р.А. Шайхутдинова

(ОАО НПП “ВНИИГИС”, г. Октябрьский, Башкортостан, Россия)


Совместное влияние всех геологических факторов на данные ГИС усложняет их интерпретацию. В этих условиях, для интерпретации промыслово – геофизических материалов требуется привлечение моделей пород достаточной детальности. Сложность и неоднозначность заключений требует использования разнообразного комплекса ГИС и петрофизических моделей, неоднократной переинтерпретации материалов с учетом априорной информации. Технологически, повышение достоверности интерпретации, во-первых, связывается с системным подходом, позволяющим достаточно обоснованно использовать расширенные комплексы ГИС и петрофизических моделей [1], во-вторых, с использованием современных методов исследования скважин.

С применением спектрометрических модификаций радиоактивного каротажа [2] появляются качественно новые возможности при решении геологических задач. Кроме традиционных общеизвестных интегральных характеристик горных пород (естественная радиоактивность, водородосодержание), появляется информация по содержанию естественных радиоактивных элементов (U, Th, K), радиационно-активных породообразующих элементов ( Ca,Mg, Si, H, Cl, Fe и т.д.) и входящих в состав пластовых вод: хлор (Cl), водород (H) и кислород (О).

В рамках петрофизической модели литологические и емкостные характеристики могут быть описаны через имеющиеся геофизические параметры. Неизбежная неопределенность при многообразии неизвестных параметров петрофизической модели может быть значительно уменьшена на основе идей адаптивной интерпретации [3]. Один из основных неизвестных параметров - текущая эффективная пористость, нормированная на максимальное значение для данного коллектора, может рассматриваться как функция объемной гранулометрической глинистости, связанная через двойной разностный параметр уранового эквивалента тория и калия.

С геологической точки зрения, использование при комплексной интерпретации данных ГИС по элементному составу - это новая ступень в распознавании особенностей строения, осадконакопления, геохимических условий осадкообразования и т.д. разрезов нефтегазовых скважин.




Рис.1. Карбонатный разрез.




Рис.2 Терригенный разрез (скважина обсажена)


Таким образом, имеющийся опыт показывает, что с привлечением спектрометрических модификаций РК, информативность которых в общем объеме ГИС может быть значительной, достаточно успешно могут решаться задачи литологического расчленения (построения объемной модели пород и состава глин), выделения коллекторов и оценки эффективной пористости, а так же насыщенности пород в необсаженных и обсаженных скважинах. На рис.1 и 2 приведены примеры интерпретации комплексов ГИС с использованием данных СГК и СНГК для различных типов разрезов, в том числе в условиях обсаженной скважины.


Список использованных источников:


1.Кнеллер Л.Е. Программное обеспечение и технология определения ФЕС по материалам ГИС на основе компьютерного петрофизического моделирования // Гайфуллин Я.С., Лысенков А. И. / НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2006. Вып. 7- 8(148-149). С.278-287.

2. Даниленко В.Н. Применение спектрометрии естественного гамма-излучения для решения прикладных задач. «Скважинные нефтяные технологии на рубеже веков» // Лысенков А.И., ЧугуновА.В. и др. - Уфа, ОАО НПП «ВНИИГИС», 2000, с. 111-138

3. Кожевников Д.А., Петрофизическое моделирование гранулярных коллекторов // Коваленко К.В. / НТВ «Каротажник». – Тверь: Изд. АИС, 2007.


УДК 550.832.52:622.279.5.001.42

ОПРОБОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ИДЕНТИФИКАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КАВЕРН В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ ПО ДАННЫМ ЯДЕРНО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ


Я.С. Гайфуллин, А.И. Лысенков, Р. А. Шайхутдинова

(ОАО НПП «ВНИИГИС», г. Окстябрьский, Башкортостан, Россия)


Эксплуатация скважин на газовых месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ) сопровождается разрушением и усадкой цемента, образованием каверн в продуктивных коллекторах. Эколого-экономическую актуальность приобрела проблема качества цементирования, мониторинга техногенных изменений в заколонном и межтрубном пространстве, обнаружение и устранение перетоков газа по полостям и трещинам в цементе, выявление каверн, образующихся из-за выноса песка из высокопористых коллекторов.

Известные методы цементометрии имеют свои особенности применения. Акустическая цементометрия позволяет определять качество сцепления цемента с обсадной трубой, но не его распределение по объему. Плотностная гамма-гамма цементометрия со сканирующим лучом позволяет определять распределение цементной массы по периметру обсадной колонны в затрубном пространстве, но обладает малой глубинностью.

Для условий газовых скважин существуют также другие предпосылки. Одна из них - идея оценки состояния цемента за колонной на основе сопоставления излучаемого и поглощаемого гамма-излучения, предложенная Кожевниковым Д.А. Она основана на анализе кривых фонового и мониторингового замера. В качестве таковых, использованы кривые ГК в открытом и обсаженном стволе скважины. Математическая модель, основанная на геометрических факторах колонны, цемента и породы, позволяет оценить размеры разрушенного (полости) и оставшегося цемента. В методе естественной радиоактивности (ГК, ГК-С) используется гамма-излучение с высокими начальными энергиями, обладающее высокой проникающей способностью. Глубинность ГК более чем в 3 раза превышает глубинность ГГК.

В условиях ПХГ систему скважина-пласт можно рассматривать как последовательность цилиндрических зон — цилиндрических слоев, соответствующих заполнению скважины, обсадной колонне, цементу в затрубном (и межтрубном) пространстве между колонной и стенкой скважины. Возможны многоколонные конструкции. При фоновом замере содержание скважины – промывочная жидкость на глинистом растворе, скважина необсажена. При мониторинге скважина обсажена, заполнена газом. Если промежуточная зона нарушена появлением полостей, заполненных газом, то поглощение естественного гамма-излучения, приходящего из пласта, ослабевает в соответствии с массой цемента, устраненной из полостей. Из-за поглощения γ–излучения в колонне и цементе распределения амплитуд показаний ГК в обсаженных скважинах заметно смещены относительно распределений в необсаженных скважинах в сторону уменьшения показаний. Зная диаметр и конструкцию скважины, сравнивая показания ГМ фонового замера (до обсадки) и показания после обсадки, можно выявить и рассчитать усредненную по азимутальному углу (периметру колонны) толщину слоя цемента и размеры образовавшейся полости. Таким образом, из аналитической модели для мониторингового замера можно было бы получить зависимость для характера разрушенности цемента от ГК_обсаж и Гк_{необсаж}, т.е. непосредственно выразить её среднюю толщину в радиальном направлении и размер образовавшейся полости. Но, учитывая известную степень неопределенности параметров, входящих в геометрические факторы и метрологические параметры, требуется визуальная настройка математических моделей в процессе диалогового режима интерпретации. Иначе, из- за её неадекватности реальным данным и высокой чувствительности к изменениям значений кривых можно получить непредсказуемые результаты.

На рис. 1 приведен планшет с примером интерпретации, поясняющий рекомендуемый подход оценки параметров промежуточной зоны по данным сопоставления гамма излучения из породы до и после обсадки скважины. Для этого с использованием геометрических факторов рассчитываются две теоретические кривые кажущегося мониторингового замера: а) ГК_{кол+газ} и б) ГК_{кол+газ+цем}. При расчетах используется фоновый замер, т.е. ГК_{необсаж} в предположении:

а) излучение из пласта изменено влиянием только колонны и газа между прибором и колонной;

б) излучение из пласта изменено влиянием всех факторов, т.е. газа, колонны, цемента.




Рис. 1. Интерпретация по данным сопоставления гамма-излучения из породы до и после обсадки скважины

При правильно подобранных параметрах моделирования реальная мониторинговая кривая (ГК_{необсаж}) должна располагаться в коридоре между этими кривыми. Её приближение к нижней кривой означает увеличение цемента, а верхней - наоборот, уменьшение цемента, т.е. образование полостей и каверн.

Соответствующим варьированием параметров, входящих в формулу расчета, можно совместить реальную кривую гамма каротажа - ГК_обсаж в коридоре между теоретическими кривыми, а затем определить толщину оставшегося цемента и размеров образовавшихся полостей и каверн.

Для наглядности представления промежуточной зоны, полученные результаты оформляются в виде объемной модели затрубного пространства - зазора (доли полости и оставшегося цемента).

На следующей колонке планшета информация о промежуточной зоне переведена в толщины оставшегося цемента и размера полости, т.е. в объемную модель пространства между обсадной трубой и стенкой скважины. На планшете это - пространство между нулем и величиной разности радиуса скважины и радиуса колонны (на рисунке это обозначено как Н_{скв-колон.}). В этом коридоре рисуется рассчитанная кривая средней толщины цемента - Нс_{_по гк}. Области коридора зарисовываются соответствующими цветами для газа и цемента. На последней колонке планшета отдельно приводится информация о средних размерах, образовавшихся в затрубном пространстве каверн - Н_{кав_гк}.

Другая принципиальная возможность оценки радиуса технологических каверн для газовых пластов связана с методом 2ИННК для серийной аппаратуры. С использованием программ быстрого пакета (Поле) Поляченко А.Л. и Поляченко Л.Б. была оценена степень и характер влияния размеров технологических каверн на пространственные и временные декременты ИННК. Дополнительные модельные исследования с аппаратурой СНГК были проведены также в метрологическом центре ОАО НПП ВНИИГИС. Это позволило разработать соответствующую технологию интерпретации скважинных материалов. При интерпретации реальных материалов ИННК были использованы также некоторые дополнительные кривые ГИС (БК, АК, ПС) для компенсирования влияния коллекторских и литологических характеристик горной породы. На рис.2 приведен пример планшета с результатами оценки каверн по временным декрементам (Gm, Gb) и отношению интенсивностей на зондах (S2/S1). Здесь же приведены результаты оценки состояния цемента по двум ГК.




Рис.2. Результаты оценки каверн по временным декрементам (G_m, G_b) и отношению интенсивностей на зондах (S₂/S₁ )

УДК 622.276.43.004.58

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ УПЛОТНЯЮЩИХ СКВАЖИН

НА ЕФРЕМОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ


Р.Х. Ишбулатова

(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)


Объектом разработки Ефремовского месторождения являются залежи пластов БС₁₀ и БС₁₁, которые разрабатываются самостоятельной сеткой скважин с 1987 года. В 1995 г. начался второй этап бурения – уплотнение сетки скважин. Так как центральный ряд нагнетательных скважин делит залежи на два блока: западный и восточный, эффективность уплотняющего бурения рассматривалась по блокам.

При вводе залежи пласта БС₁₀ в разработку до 1995 года фонд добывающих скважин по западной части залежи составлял 30 скважин. Все они вступили в работу с обводнённостью 20-40 %, ввиду наличия подвижной воды в продуктивном коллекторе. К 1995 году среднесуточный дебит нефти по скважинам снизился от 35 до 25 т/сут, а среднесуточный дебит по жидкости возрос от 45 до 70 т/сут, обводненность продукции увеличилась от 20 до 55 %, накопленная добыча нефти - 2077 тыс.т. В 1995 году были введены 20 уплотняющих скважин. После уплотнения сетки фонд добывающих скважин увеличился до 45 и оставался в дальнейшем постоянным. К 2006 г. средний дебит жидкости уменьшился до 52 т/сут, соответственно уменьшился и средний дебит нефти до 9 т/сут. В этот период рост обводненности продукции продолжался как по скважинам первого этапа бурения, так и второго, но величина обводненности по уплотняющим скважинам была ниже на 10 %. Всего к 2006 г. накопленная добыча нефти по скважинам первого и второго этапов бурения составила 2867 и 1011 тыс. т соответственно.

Часть уплотняющих скважин вскрыла заводненные коллекторы, однако были скважины, вскрывшие практически начальную нефтенасыщенную толщину. Уплотнение сетки по пласту БС₁₀ произошло и за счет перевода скважин с пласта БС₁₁. Например, скважина 932 вступила в работу 1988 г., более десяти лет работала как нагнетательная на пласт БС₁₁, перед переводом ее на пласт БС₁₀ в июле 2003 г. были выполнены исследования импульсным нейтронным каротажем (ИНК). По данным измерений ИНК верхняя часть пласта БС₁₀ остается нефтенасыщенной,  = 300 мкс. После перевода на пласт БС₁₀ скважина начала работать с дебитом по нефти 23 т/сут, при обводненности продукции 70 %; данные интерпретации подтвердились результатами опробования. Данные по работе скважин на рассматриваемом участке показали, что отобранные уплотняющими скважинами 110 тыс.т нефти не могли быть отобраны добывающими скважинами первого этапа бурения.

Таким образом, анализ геофизических и промысловых данных по скважинам, уплотняющим и пробуренным при вводе залежи в разработку, показал высокую эффективность бурения уплотняющих скважин.


УДК 550.832:622.276.1/.4

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГИС ПРИ АНАЛИЗЕ ПРОБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРНЕЙСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ АРЛАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ


Р.И. Газиев, И.Г. Шарафутдинов

(ООО «НТЦ «Логас», г. Уфа, Башкортостан, Россия)


На Арланском месторождении геофизические исследования действующих скважин осуществлялись для контроля эксплуатации продуктивных горизонтов пластов Т1, Т2 и Т3 отложений турнейского яруса. Задачей данной работы явился анализ разработки продуктивных пластов Т1, Т2 и Т3 отложений турнейского яруса Арланского нефтяного месторождения.

Всего для анализа собран материал по 436 скважинам (2806 исследований), в том числе 25 скважин (1671 исследование) по определению пористости, 24 скважины (251 исследование) по определению профиля проницаемости, 387 скважин (884 исследования) по определению нефтенасыщенности продуктивных пластов.

Коллекторские свойства пластов Т2 и Т3 по керну не изучены. Пористость, определенная по ГИС по двум залежам пласта Т2 Юсуповской площади, как средневзвешенная по толщине, составляет 12.7% и 13.3%, а пласта Т3-13.1% и 14.0%. Нефтенасыщенность известняков турнейского яруса Арланского месторождения по керну не определялась. Для каждой залежи нефтенасыщенность определена по ГИС по методу увеличения сопротивлений.

Положение ВНК залежей принималось на основании комплексного изучения материалов ГИС, результатов опробования и эксплуатации, описания керна и грунтов. Для ВНК залежи: аста Т1 Арланского месторождения отмечается следующая закономерность: прослеживается постепенное понижение отметок ВНК залежей по площади месторождения с юго-востока на северо-запад. Так, самая высокая отметка ВНК -1156.2 м наблюдается в залежи 10 Юсуповской площади, а самая низкая -1209.8 м - в залежи 2 Николо - Березовской площади.

Нефть турнейского яруса в пластовых условиях изучена по 11 глубинным пробам. Пробы из скв. 6976 Арланской, скв. 1869 Николо-Березовской площадей, отобранные с потерей газа, были восстановлены.

Из-за потерь газа в пробах из скв.6479, 6612 и 6613 Юсуповской площади при расчете средних значений по площади из результатов исследования этих проб был учтен один параметр разгазированной нефти.

Основным недостатком для анализа состояния разработки Арланского месторождения по скважинным материалам является то, что исследования по площади осуществлялись бессистемно разными подрядчиками и в разные годы.

УДК 681.2:622.243.272.8

О ПРИМЕНЕНИИ ЦИФРОВОГО КОМПАСА В ПОВЕРОЧНЫХ ПРОЦЕДУРАХ ИНКЛИНОМЕТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ


Д.Г. Миловзоров, Л.Р. Зигангиров

(Уфимский государственный авиационный технический университет, г. Уфа, Башкортостан, Россия)


Повышение эффективности наклонно-направленного и горизонтального бурения нефтяных и газовых скважин в целом зависит от оптимизации технологических процессов, обеспечивающих проводку скважин с максимальной скоростью в заданный «круг допуска» или в продуктивный пласт. При этом, наряду с контролем таких параметров как осевая нагрузка на долото, частота вращения породоразрушающего инструмента, гидродинамическое давление и др., первостепенное и наиважнейшее значение имеет контроль комплекса параметров искривления скважин, обеспечивающий проходку по требуемой траектории в соответствии с проектным профилем. Данную задачу решают с помощью инклинометрических систем (ИС), позволяющих измерять азимут, зенитный и визирные углы.

Точность контроля параметров пространственной ориентации ИС определяется на этапах промышленного выпуска, калибровки и плановых поверочных процедур. Следует отметить тот факт, что на точность существующих поверочных процедур ИС влияют вносимые при смещении шкалы азимута квазидинамические погрешности, обусловленные флуктуациями вектора напряженности геомагнитного поля за время проводимых измерений. Поэтому отслеживание в реальном масштабе времени вариаций магнитного поля Земли (МПЗ) и оперативная коррекция соответствующей погрешности является важной задачей улучшения метрологических характеристик ИС.

Для решения этой задачи был разработан цифровой магнитный компас (ЦМК) с феррозондовыми датчиками (ФД), предназначенный для использования в поверочных процедурах ИС.

Применение ЦМК в лабораторных условиях позволяет не учитывать ряд эксплутационных требований, предъявляемых к геонавигационным приборам такого рода:

- влияние внешних возмущающих факторов (удары, вибрации, влажность и т.п.), кроме влияния дрейфа температуры;

- учет поправок на девиацию.

В предложенной структуре ЦМК феррозондовые датчики (ФД), ориентированные в корпусе прибора таким образом, чтобы оси их чувствительности образовывали ортогональный трехгранник OX_HY_HZ_H, представляют собой преобразователи магнитомодуляционного типа, предназначенные для измерения параметров слабых магнитных полей, а именно для измерения соответствующих проекций T_x, T_y, T_z вектора напряженности МПЗ. Сигналы, поступающие с ФД, обрабатываются блоками выделения информативного сигнала (для обеспечения максимальной чувствительности феррозондов) с последующей передачей информативного сигнала в микроконтроллер (МК).

Непосредственная обработка и коррекция данных осуществляется в персональном компьютере под управлением соответствующего программного обеспечения.

Предложенная структура ЦМК позволяет:

1) проводить измерения азимута в диапазоне 0 … 360⁰ с абсолютной погрешностью измерения не более + 0,5⁰ и с дополнительной температурной погрешностью не более + 0,1⁰;

2) отслеживать флуктуации, имеющие техногенное или естественное происхождение, вектора напряженности геомагнитного поля в режиме реального масштаба времени при проведении поверочных процедур ИС;

3)алгоритмически скомпенсировать, при использовании соответствующих математических моделей, влияние пространственного положения ЦМК, определяемое углами наклона и крена, на результат измерения азимута;

4) проводить алгоритмическую обработку данных на ПК с возможностью визуализации углов крена и наклона основания компаса, а также результатов измерений соответствующих проекций МПЗ. С этой целью был создан программный продукт с пользовательским интерфейсом для хранения, обработки и визуализации результатов измерений.

Следует отметить, что заданная точность измерения азимута компасом возможна лишь при учете погрешностей и проведении соответствующих коррекций, а именно:

- алгоритмической коррекции инструментальных погрешностей в соответствии с обобщенными статическими математическими моделями ЦМК, содержащими аналитические выражения малых угловых параметров отклонения осей чувствительности феррозондов от осей прямоугольной системы координат, связанной с корпусом ЦМК;

- алгоритмической коррекции погрешностей, обусловленных температурным дрейфом и дрейфом напряжения питания электронных блоков;

- коррекции погрешностей, обусловленных нелинейностью статических характеристик феррозондовых магнитометрических каналов;

- коррекции погрешностей выделения информативных параметров информационных сигналов и их аналого-цифрового преобразования;

- коррекции погрешностей квантования при аналого-цифровом преобразовании.

Таким образом, практическая ценность разработанного ЦМК состоит в том, что непосредственное применение этого устройства в поверочных процедурах инклинометрических приборов позволяет решить важную научно-техническую задачу повышения точности ИС.

УДК 622.276.5.05:621.38

СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ И МОНИТОРИНГА

НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ


Р.В. Искужин (Уфимский государственный авиационный технический университет, г. Уфа, Башкортостан, Россия)


Данная работа посвящена разработке наземного модуля системы управления и мониторинга электроцентробежного насоса (СУиМ ЭЦН).

При разработке структурной схемы была учтена необходимость решения данной системой трех задач:

– управление потоком нефти, т.е. обеспечение требуемого дебита и уровня подачи;

– управление параметрами электроцентробежного насоса (ЭЦН);

– мониторинг процесса добычи.

Система включает две части:

– скважинную, где расположены объекты управления (поток нефти и ЭЦН), датчики параметров объектов управления.

– наземную, где расположены системы управления потоком и ЭЦН, система мониторинга процесса добычи.

Для реализации системы использованы три микроконтроллера AVR фирмы Atmel семейства Mega. Это позволило уменьшить требования к микроконтроллерам и обеспечить большую устойчивость к сбоям.

С помощью местного пульта оператор может наблюдать информацию, поступающую от МК мониторинга, а также изменять установки в МК управления потоком.

Современные преобразователи частоты позволяют создавать системы управления (СУ) без дополнительных аппаратных средств, так как имеют встроенные программные функции, позволяющие реализовать узел сравнения и ПИД - регулятор. Для реализации системы требуется только внешний датчик давления.

Однако поставленная задача управления асинхронным двигателем может быть решена с использованием нечеткой логики (fuzzy). Функции принадлежности входных и выходных сигналов, правила принятия решений формируются на основе знаний эксперта (опытного специалиста) о ходе технологического процесса.

На основе предложенных в работе направлений повышения эффективности работы системы управления и мониторинга обеспечивается решение следующих задач:

– повышение скорости обработки информации на основе использования микроконтроллеров AVR семейства Mega фирмы Atmel;

– повышение точности управления при применении нечеткой логики;

– повышение надежности и гибкости программирования, так как применяется система, состоящая из 3 взаимосвязанных микроконтроллеров.


УДК 550.832:681.3.06

ОЦЕНКА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ НА ОСНОВЕ

НЕЙРОСЕТЕВОЙ РЕГУЛЯРИЗАЦИИ


И.Ф. Нугаев (Уфимский государственный авиационный технический университет, г. Уфа, Башкортостан, Россия)


Особенностью измерения геофизических и инклинометрических параметров в процессе бурения (MWD, LWD системы) является наличие искажений и шумов измерений, вызываемых интенсивными ударно-вибрационными нагрузками, которые испытывают глубинные измерительные преобразователи. В связи с этим, проблема оценки измерений геофизических параметров является одной из наиболее актуальных.

Применяемые на практике подходы к решению данной проблемы, как правило, связаны с усреднением многократных замеров, производимых в отдельных точках траектории скважины. Однако данный способ часто оказывается неэффективным вследствие ограниченности числа точечных замеров и высокого уровня дисперсии полученных данных.

В докладе рассматривается способ оценки геофизических параметров, основанный на принципе сглаживания измеренных данных. Принцип обеспечивает фильтрацию ошибок измерений на основе анализа результатов измерений, произведенных последовательно по длине траектории скважины. Задача сглаживания по отдельному параметру x имеет следующую постановку: дан ряд измерений x_изм(l_i), содержащих в себе информацию как о самом параметре x(l_i), так и искажения и шумы ε(t_i), вносимые при измерениях; требуется на основе известной последовательности x_изм(l_i) реконструировать закон изменения измеряемого параметра x(l) в форме непрерывной сглаживающей модели x_сглаж..(l). Одной из основных трудностей данной задачи является неоднозначность решения, вызванная наличием в исходных данных неопределенной составляющей ε(t), что относит ее к классу некорректных. Эффективным подходом к преодолению данной проблемы является принцип регуляризации, заключающийся в учете некоторых априорных предположений о характере искомого решения. Сглаживающая модель при этом формируется путем оптимизации критерия, представляющего собой взвешенную сумму двух критериев:

J =J_П +  J_Р(x_сглаж.(t)),

где J_П – критерий правдоподобия (среднеквадратическая ошибка); J_Р(x_сглаж.(l)) – регуляризирующий функционал, характеризующий степень отклонения модели от априорной гипотезы (например гладкость);  – параметр регуляризации, определяющий степень значимости составляющих J_П и J_Р критерия.

В докладе обсуждается предлагаемый подход к построению сглаживающей модели в форме радиально-базисной нейронной сети ( RBF-сети), основанный на многоуровневой регуляризации с применением предложенного векторного критерия сглаживания. Рассмотрен пример реализации RBF-сети, обеспечивающей эффективное сглаживание геофизических данных.