Часть 3 - ОАО НПФ Геофизика

УДК 622.244.6.05:622.243.24
ОСОБЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО
РЕЗУЛЬТАТАМ ИСПЫТАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Р.А. Ахтямов, И.Р. Сафиуллин, В.С. Хакимов
(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)
В ОАО НПФ «Геофизика» разработаны различные комплексы
испытательного оборудования для испытания горизонтальных
скважин. Можно выделить такие комплексы как: ИПТ-80Г, ИПТ-127Г,
ИПТ-110Г [1, 2]. Все эти комплексы обеспечивают испытание объекта
по многоцикловой технологии с установкой узлов ИПТ в некоторых
случаях на горизонтальном участке [1].
При исследовании скважин с помощью испытателей, глубинные
манометры фиксируют диаграммы изменения давления по которым
определяют гидродинамические параметры пласта. Однако
большинство методик обработки диаграмм давления предназначено
для исследования вертикальных скважин. Использование данных
методик для горизонтальных скважин даст искаженные параметры
пласта. Это обусловлено тем, что приток пластовой жидкости к
горизонтальной скважине по геометрии отличается от притока к
вертикальной скважине.
При обработке диаграмм давления горизонтальной скважины
можно использовать методики, которые применяются при
интерпретации данных вертикальных скважин. Но при этом значение
реального радиуса скважины rc должно быть заменено значением
гипотетического радиуса rг . Это объясняется тем, что приток
жидкости к горизонтальной скважине, состоящий из суммы
линейного и радиального притоков сводится к радиальному притоку,
но с большим радиусом скважины.
Для того чтобы найти гипотетический радиус rг , необходимо
выполнить анализ притока пластовой жидкости к скважине. Для этого
нами была построена математическая модель движения жидкости в
системе «пласт-скважина». Данная модель учитывает характеристики
испытательного оборудования и с достаточной достоверностью
описывает фильтрацию жидкости в процессе технологического
исследования скважин пластоиспытателями. Обзор математических
241
моделей движения жидкости в системе «пласт - скважина»,
учитывающих реальный процесс испытания скважин описан в [2].
Данная модель построена на основе теории фильтрации
упругой однородной жидкости к скважине. Изменения притока Q(t )
при постоянном забойном давлении P (t 0 ) или изменения забойного
давления P(t ) при постоянном отборе Q (t0 ) являются самыми
простыми,
элементарными
характеристиками
продуктивных
способностей скважины. Независимо от геометрии пласта и
граничных условий для однородной упругой жидкости при
ламинарной фильтрации справедлива следующая зависимость [3]:
Q(t )  F (t )P(t 0 ) ,
где F(t)-функция времени.
Функция времени F(t) определяет объемный дебит скважины
после мгновенного снижения давления на единицу. По аналогии с
распространенным
понятием
коэффициента
продуктивности
скважины эта функция может быть названа функцией продуктивности
скважины или, короче, функцией притока. Отличительной
особенностью функции притока F(t) является то, что для нее имеются
аналитические выражения при различных видах притока жидкости к
скважине:
линейном,
плоскорадиальном,
пространственнорадиальном. Таким образом, используя соответствующую функцию
притока F(t) можно построить математическую модель движения
жидкости, как для горизонтальной, так и для вертикальной
скважины.
В качестве исходных данных здесь используются параметры
пласта (проницаемость, пластовое давление, толщина пласта и т. д.),
характеристики испытательного оборудования (площадь сечения
штуцера, давление залитой в трубы жидкости). После ввода данных, с
помощью математической модели строятся гипотетические кривые
притока и восстановления давления. По этим кривым находим
средний дебит за период притока q1 . Заметим, что в расчетах в
качестве радиуса скважины используется радиус rc . Далее, используя
функцию притока F(t) по модели для вертикальной скважины строим
гипотетическую кривую притока и находим по ней дебит q 2 при том
же радиусе скважины rc .
242
Характерной особенностью испытания горизонтальных скважин
является значительно большее значение поверхности контакта
скважины с коллектором. Из этого следует, что дебит при испытании
горизонтальных скважин будет больше дебита вертикальных
скважин, т.е. q1 > q 2 . Затем, последовательно увеличивая значение
радиуса rc , делаем перерасчет модели и находим новое значение q 2
до тех пор, пока q1 = q 2 . Именно тот радиус, который был введен при
нахождении последнего q 2 , является искомым гипотетическим
радиусом rг .
Список использованных источников:
1. Замараев А.Н. Разработка комплексов ИПТ-80Г, ИПТ-127Г для
испытания горизонтальных скважин // Смороденков Ю.В. - НТЖ
«Геофизика» - М: ЕАГО, 2000.
2. Caфиуллин И.Р. Обзор математических моделей течения
жидкости в системе «пласт-скважина». Сборник статей аспирантов и
молодых специалистов. Проблемы геологии, геофизики и добычи
нефти. Экономика и управление. – Уфа: «НПФ Геофизика», 2008.
3. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. –
1961.
243
УДК 550.832.44:622.245.428
ОСОБЕННОСТИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН СРЕДСТВАМИ СЕКТОРНОЙ АКУСТИКИ
О.В. Наугольных (УрО РАН «Горный институт», г. Пермь, Россия)
С.В. Белов, А.В. Шумилов
(ОАО «Пермнефтегеофизика», г. Пермь, Россия)
П.Н. Гуляев (ООО «ПИТЦ «Геофизика», г. Пермь, Россия)
Цементирование обсадных колонн является важнейшей
операцией при строительстве нефтяных и газовых скважин. Контроль
состояния цементного кольца за колоннами ведется как на этапе
строительства скважин, так и во время эксплуатации. Основной
объем таких исследований выполняется акустическим методом (АКЦ)
ввиду высокой чувствительности параметров волнового поля к
дефектам цементирования.
Выделяют две группы методик АКЦ на преломленных волнах:
- с интегральной оценкой сцепления цемента с колонной по
окружности;
- секторная акустика, позволяющая оценивать качество
цементирования по периметру обсадной колонны.
В настоящее время в РФ и странах СНГ используются, в
основном, акустические приборы интегрального типа (АКЦ-НВ, АКЦ
75, МАК-2 и др.), тогда как за рубежом основную часть рынка
занимают акустические приборы секторного типа (Radial Bond Tool
(Sondex), Segmented Bond Tool (Baker Hughes), Isolation Scanner
(Schlumberge), Circumferential Acoustic Scanning Tool (Halliburton) и
др.). Из отечественных секторных акустических приборов начинает
использоваться МАК-СК (ОАО НПФ «Геофизика») [1].
Для секторных цементомеров характерны некоторые
конструктивные отличия от интегральных:
- наличие нескольких радиально расположенных приемников (и,
возможно, излучателей), регистрирующих волны каждый в своем
секторе;
- более высокий диапазон частоты излучателей (15-30 кГц у
интегральных приборов, 100-500 кГц у сканирующих);
244
- меньшая длина зонда (1-1.5 м у интегральных приборов, 0.4-1м
у сканирующих);
- если секторный прибор однозондовый, необходимо его
объединение с интегральным прибором для калибровки ослаблений
амплитуд секторного прибора.
Перечисленные особенности позволяют:
- добавить в измерения разрешение по периметру скважины,
пропорциональное числу приемников, повысить чувствительность
метода к дефектам цементирования, оценивать их размеры;
- проводить измерения в высокоскоростных разрезах.
Вместе с тем, новые возможности порождают и проблемы.
Например, существенно больший объем регистрируемых данных
делает неприемлемой частично автоматизированную обработку и
интерпретацию акустических данных, требуя разработки алгоритмов
полностью автоматической обработки и интерпретации (в первую
очередь выделение первых вступлений волн). Эксцентриситет,
перекос прибора в скважине сильно меняют волновые картины,
регистрируемые на разных направлениях. Для расчета поправок за
положение прибора в скважине необходимо решить две задачи:
определение положения прибора по данным измерений (волновым
сигналам) и определение зависимости амплитуды и формы сигнала
от положения прибора.
Авторами настоящего доклада для решения перечисленных
выше задач был разработан и введен в пробную эксплуатацию новый
программный «Модуль обработки данных секторной акустической
цементометрии» [3], функционирующий в составе «Модульной
системы обработки и интерпретации данных геофизических
исследований скважин» (Соната) [2].
Новый
модуль
должен
обладать
следующей
функциональностью:
- описание геометрии секторного прибора;
- ввод регистрируемых данных;
- привязка волновых сигналов и набора кривых (развёртки) к
секторам прибора;
- калибровка секторного прибора по данным интегрального
прибора;
- расчет смещения прибора относительно оси скважины;
245
- оценка угла перекоса прибора;
- учет влияния смещения прибора на регистрируемые амплитуды
сигналов по секторам, используемые при расчете ослаблений;
- расчет диаграммы и средних по окружности значений
ослабления и индекса цементирования;
- оценка достоверности результата расчета по величине
погрешности определения времени волны по колонне;
- выделение дефектов цементирования с учетом данных по
секторному прибору;
- формирование заключения по данным секторного прибора.
Большая часть перечисленных функций в настоящее время не
имеет реализации в отечественных программных средствах.
Таким образом, использование приборов секторной акустики в
комплексе со специальным программным обеспечением позволяет
повысить точность оценки качества цементирования, вести
измерения, как в терригенных, так и в карбонатных разрезах.
Список использованных источников:
1. Сулейманов М.А., Исламгулов В.И., Батырова Д.Р., Перцев Г.М.,
Чернышева Т.А. Модуль сканирующего акустического цементомера
МАК-СК для программно-управляемого комплекса АМК-2000 // НТВ
«Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 10-11 (137-138). С.47-60.
2. Шумилов А.В. Модульная система обработки результатов
геофизических исследований скважин // М., НТЖ ЕАГО «Геофизика»,
Вып. 3. 2008. С. 61-65.
3. Белов С.В., Заичкин Е.В., Наугольных О.В., Ташкинов И.В.,
Гуляев П.Н., Шумилов А.В. Свидетельство о государственной
регистрации программы для ЭВМ «Модуль обработки данных
секторной акустической цементометрии» № 2008615595 от
24.11.2008 // М., РОСПАТЕНТ.
246
УДК 622.276.1/.4:502
ВЛИЯНИЕ РАЗРАБОТКИ СЕРГЕЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА
ЭКОЛОГИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ПРЕСНОВОДНОГО КОМПЛЕКСА
В.В. Дворкин (ООО «Научно – технический центр Логас», г. Уфа,
Башкортостан, Россия)
Территория Сергеевского месторождения располагается в
пределах Прибельской равнины и характеризуется пологоволнистыми и холмисто-увалистыми формами рельефа. Сергеевское
месторождение представлено в виде узкой полосы, вытянутой в югозападном направлении от г. Благовещенска на северо-востоке до пос.
Бочкаревка и Новомихайловка на юго-западе. Благовещенская
площадь расположена в среднем течении р. Большой Изяк. В
пределах площади расположены небольшие безымянные притоки
этой реки длиной до 10 км. Северо-Сергеевская и Сергеевская
площади приурочены к долине р. Белой и её притоков. ЮжноСергеевская площадь представляет собой небольшие изолированные
залежи, расположенные в долине р.Дема и ее левобережного
склона. В её пойменной части развиты старичные озера и
заболоченности [1,2,3,5].
Сергеевское месторождение эксплуатируется с 1968 года, с 1970
года с поддержанием пластового давления. Основным объектом
разработки являются нефтяные коллекторы терригенного девона. По
состоянию на 1.01.2008 г. действующий эксплуатационный фонд
составляет 448 скважин. Скважины пробурены как в кустовом, так и в
одиночном исполнении. Добываемая продукция поступает на
дожимные насосные станции (ДНС), где осуществляется
предварительный сброс воды, и далее частично обезвоженная
продукция направляется на нефтесборный пункт (НСП-1), где
проводится сепарация нефти и ее окончательная подготовка до
товарной продукции. Сточная вода через кустовые насосные станции
(КНС) направляется на нагнетательные скважины.
Согласно новому проекту доразработки месторождения,
выполненному в 2008 году, предусмотрено бурение новых нефтяных
скважин и изменение систем поддержания пластового давления. В
результате реализации этих мероприятий возрастает вероятность
247
засоления поверхностных и подземных вод пресноводного
комплекса в районе Северо-Сергееской и Сергеевской площадей.
Поскольку разработка месторождения оказывает комплексное
воздействие на окружающую среду, существующие уровни
воздействия промышленных объектов на окружающую среду
определены утвержденными нормативами предельно допустимых
выбросов (ПДВ) [1,2].
Химический состав поверхностных вод в районе месторождения
характеризуется гидрокарбонатно-сульфатным кальциевым составом
с минерализацией 500 – 900 мг/л. В зависимости от годового режима
– минимальные значения минерализации отмечаются на период
таяния снега, максимальные – на зимний период. Фоновое
содержание хлоридов не превышает 50 мг/л [4,5].
Контроль химического состава поверхностных вод на
территории месторождения ведется с 1978 г. по контрольным
водопунктам, оборудованным на поверхностных источниках.
Концентрация хлора в природных водах достигает 40-70 мг/л. на
зимний период времени. Превышение содержания хлора по
сравнению с фоновым отмечается по следующим водопунктам:
ВП – 11, ручей Воробьевка, НСП – 1, д. Дмитриевка (100 – 200 мг/л);
ВП – 12, ручей Воробьевка, устье, д. Дмитриевка – 2 (150 – 280 мг/л);
ВП – 13, пруд Глухой в районе п. Ясный (100 – 300 мг/л).
По остальным водопунктам изменений фонового состава
природных вод не наблюдается.
400
350
250
Хлор
ПДК
Фон
200
150
100
50
0
19
91
19
91
19
92
19
93
19
94
19
94
19
95
19
96
19
97
19
97
19
98
19
99
20
00
20
00
20
01
20
02
20
03
20
03
20
04
20
05
20
06
20
06
20
07
20
08
концентрация, мг/л
300
годы
Рис.1. Мониторинг концентрации хлора по водопункту №12
Сергеевского месторождения
248
Отмеченное превышение содержания хлор – иона вероятно
связано с порывами напорных водоводов или нарушениями
герметичности обсадных колонн нагнетательных скважин. Таким
образом, в результате многолетнего мониторинга наблюдается
увеличение содержания хлора в 3 – 5 раз относительно фонового
уровня в водопунктах 11, 12 (рис. 1), и 13.
Учитывая полученные данные о загрязнении поверхностных
вод, для контроля за пресными подземными водами рекомендовано
строительство 7-ми наблюдательных скважин на тех участках, где
наиболее вероятно загрязнение поверхностных вод в результате
нарушения технологии разработки. Предлагается вести мониторинг
состояния подземных вод путем систематического отбора проб воды
из скважин и анализа отобранных проб.
На аллювиальные отложения бурятся три скважины: 1Срг, 2Срг и
5Срг, глубиной 20м., одноколонной конструкции, с эксплуатационной
колонной диаметром 114-124 мм. Фильтр сетчатый устанавливается в
интервале 10-18 м. Отбор проб осуществляется желонкой с
прокачкой двух объемов ствола скважины. На неогеновые отложения
проектируется 2 скважины 6Срг и 7Срг, глубиной 50м., двухколонной
конструкции. Кондуктор диаметром 168мм опускается на глубину
10м. Затем бурится скважина диаметром 143мм и обсаживается
колонной диаметром 114мм с цементацией до устья. В интервале
21–46м производится перфорация. Отбор проб осуществляется при
помощи погружаемого в скважину насоса типа «Инзер» с прокачкой
двух объемов ствола скважины. На уфимские отложения
проектируется бурение двух скважин 3Срг и 4Срг, глубиной 100м.,
двухколонной конструкции. Кондуктор диаметром 168 мм опускается
на глубину 20 м. В интервале башмака кондуктора и забоя бурится
скважина диаметром 143 мм и обсаживается колонной диаметром
114 мм до забоя с цементацией затрубного пространства до устья. В
интервале 80-90 м производится перфорация. Отбор проб
осуществляется аналогично скважинам 6Срг и 7Срг.
Для
снижения
отрицательного
воздействия
процесса
нефтедобычи на пресноводный комплекс в зоне месторождения
рекомендуется:
1. Ежегодно производить проверку герметичности обсадных
колонн нагнетательных скважин проведением геофизических
249
исследований. При обнаружении негерметичности колонны или
заколонного перетока скважина может быть введена в эксплуатацию
только после устранения нарушения.
2. Оборудование и водопроводы системы ППД должны быть
выполнены в коррозионно – стойком исполнении.
3. Использовать ингибиторы коррозии, эффективные для
конкретных условий эксплуатации и способы его ввода в скважины и
трубопроводную сеть, производить своевременный ремонт и замену
водоводов.
4. Осуществлять систематический контроль герметичности
наземных труб и состояния обваловки вокруг нефтепромысловых
объектов.
5. Не допускать утечку загрязняющих веществ с территории
нефтепромысловых объектов с паводковыми водами.
6. В процессе КРС и исследовательских работ необходимо
использовать металлические емкости для сбора сточных вод,
ствольной и отрабатываемой жидкости.
Выводы
1. В результате многолетнего мониторинга поверхностных вод в
районе месторождения обнаружено увеличение содержания хлор –
иона в 3 – 5 раз по сравнению с фоновым уровнем, однако
содержание хлора пока не превышает предельно допустимую
концентрацию.
2. В связи с влиянием процесса разработки на качество
поверхностных вод рекомендуется организация системы контроля за
состоянием пресных подземных вод. Предлагается создать сеть
наблюдательных скважин для отбора проб и ведения контроля за
содержанием загрязняющих веществ путём анализа отобранных
проб воды.
Список использованных источников:
1. Проект доразработки Сергеевского нефтяного месторождения.
– Уфа: фонды Башнипинефть, 1991.
2. Обустройство Сергеевского нефтяного месторождения. – Уфа:
фонды Башнипинефть, 1986 г.
250
3. Атлас Республики Башкортостан. - Уфа, 2005.
4. Пресные подземные воды Башкортостана. – Уфа: АН РБ, 2007.
5. Гидрогеологические условия формирования и размещения
нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области. - М.:
Недра, 1973.
251
УДК 622.243.572.05
ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ВЫНОСА КЕРНА
А.В. Лозуков
(ООО НПП «Буринтех», г. Уфа, Башкортостан, Россия)
В последнее время все чаще предъявляются повышенные
требования не только к представительности, но и к информативности
керна, отбираемого при бурении скважин. Получение достоверной
информации о продуктивном пласте часто осложняется тем, что при
бурении и подъеме на поверхность керн длительное время
контактирует с промывочной жидкостью. Это приводит к искажению
такой
важной
характеристики
керна,
как
остаточная
водонасыщенность, которая используется для обоснования
подсчетных параметров запасов нефти и газа.
В ОАО «Сургутнефтегаз» для получения изолированного керна с
сохраненной
остаточной
водонасыщенностью
используется
методика, разработанная группой научно-производственных
предприятий Тюмени [1], при этом широко используются снаряды
производства НПП «Бурнитех».
Для отбора изолированного керна предприятием НИИ
«Буринтех» на сегодня разработаны снаряды СКИ-178/100 и КИС127/80. Результаты работы снаряда СКИ-178/100 за 2006-2007 г.г.
приведены в табл. 1.
Снаряд
СКИ-178/100
оснащен
герметизированной
керноприемной трубой и маслонаполненной по принципу колокола
подвеской, не имеющей уплотнений [2]. Как видно из табл. 1, в 20062007 г.г. снарядами СКИ-178/100 было сделано 46 долблений,
отобрано 533,5 м керна при среднем его выносе 89,0 %. В первом
полугодии 2008 г. снарядами СКИ-178/100 сделано 20 долблений,
отобрано 255,5 м керна при среднем выносе 89,2 % (табл. 2).
В 2007 году по заданию ОАО «Сургутнефтегаз» был разработан
керноотборный изолирующий снаряд КИС-127/80 аналогичной
конструкции. Результаты работы снаряда в 2008 г. представлены в
табл. 3.
В первом полугодии 2008 г. снарядом КИС-127/80 в 23
долблениях было отобрано 124,6 м при среднем выносе 96,2 %.
252
Отмечено хорошее качество изоляции керна, получаемого обоими
снарядами.
Анализ результатов работы снарядов показывает, что в целом
вынос керна достаточно высок, но на отдельных площадях и
месторождениях процент выноса составляет 50-60 %. Причиной этого
могут быть сбои технологического плана, однако мнение
производственников по этому вопросу однозначное - причиной, как
правило, является не всегда эффективная работа кернорвателей. В
одной части долблений, это - выход кернорвателей из строя
(поломка рычажкового кернорвателя и пластическая деформация
или хрупкое разрушение цангового кернорвателя), в другой несоответствие
конструктивных
параметров
кернорвателей
свойствам отбираемых пород.
Под несоответствием конструкции кернорвателей свойствам
пород, как правило, понимаются случаи, когда образующийся керн
представляет собой плотный монолитный столб, диаметр которого
не соответствует расчетному.
Нередко приходится наблюдать, как в ходе одного долбления
диаметр керна на отдельных участках уменьшается на 2-3 мм
относительно расчетного, а затем возвращается к норме. При этом не
отмечается заметных изменений ни в режиме бурения, ни в
свойствах пород. Отчего это происходит? Возможно, это связано с
какими-то резонансными явлениями в системе забой-бурильная
колонна, которые приводят к возникновению поперечных колебаний
небольшой амплитуды низа керноотборного снаряда, из-за чего и
происходит изменение диаметра керна.
Чем объяснить успешный в большинстве случаев отбор керна
снарядами фирмы DBS, который, вне зависимости от условий бурения
и свойств отбираемых пород, всегда оснащается только цанговым
кернорвателем, нормальная работа которого так зависит от
диаметра керна? Не тем ли, что так же, вне зависимости от условий
бурения, и несмотря ни на какие возможные осложнения и
проблемы в ходе бурения, этот снаряд всегда оснащается
спиральными полноразмерными (по диаметру меньше диаметра
бурголовки на 1/32", то есть на 0,8 мм) стабилизаторами, причем
один из них устанавливается непосредственно над бурголовкой.
253
Вероятно, именно стабилизаторы позволяют получать керн строго
заданного диаметра.
Вернемся к несоответствию кернорвателей свойствам
отбираемых пород. В качестве другого такого случая можно привести
отбор керна в сильно трещиноватых породах, когда происходит
заклинивание керна в кернорвателях, либо в керноприеме. Для этого
случая более характерна проблема заклинивания керна в
керноприеме вообще, чем проблема, связанная с работой
кернорвателей.
Подводя итог, можно сказать, что в целом керноотборные
изолирующие снаряды производства НПП «Буринтех» на данном
этапе позволяют получать удовлетворительный керн, как с точки
зрения представительности, так и с точки зрения информативности,
но здесь есть еще некоторые резервы. В качестве путей дальнейшего
совершенствования снарядов можно выделить совершенствование
кернорвателей для получения стабильно высокого выноса керна в
любых породах и совершенствование керноприема для
предупреждения заклинивания керна. Так же возможно
дополнительное повышение информативности керна за счет
получения ориентированного керна.
Список использованных источников:
1. Методическое руководство по отбору и анализу
изолированного керна // Тюмень, НПП «Сиббурмаш», 1999.
2. Патент RU №2280753. Снаряд для отбора керна. 27.07.06. С.А.
Головкин, А.Г. Балута, Г.Г. Ишбаев и др.
254
255
256
257
УДК 338.984
НОРМАТИВНАЯ СТРУКТУРА ПОКАЗАТЕЛЕЙ, КАК КОМПЛЕКСНЫХ
МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ РЕГИОНОМ
А.Р. Гильмуллин
(филиал «Башнефть-Уфа», г. Уфа, Башкортостан, Россия)
Нормативная система показателей (НСП) представляет собой
эталонную динамику состояния объекта, понимаемую как наилучшее
распределение всех показателей, характеризующих это состояние по
темпам их роста. Каждому показателю в НСП соответствует жестко
определенный ранг.
Предлагаемая комплексная методика оценки эффективности
регионального развития, основанная на нормативной системе
показателей, включает в себя следующие этапы:
1. Обоснование оптимального (эталонного) соотношения темпов
роста социально-экономических индикаторов. Данный этап, как было
отмечено ранее, имеет принципиальное значение. Если изначально
не вполне корректно определить эталонное соотношение социальноэкономических
индикаторов,
дальнейшее
практическое
использование методики становится достаточно проблематичным.
При этом следует отметить, что эталонное соотношение социальноэкономических индикаторов, на наш взгляд, не является раз и
навсегда заданным – оно зависит от стадии жизненного цикла, на
котором находится региональная экономика, от существующих целей
и приоритетов регионального развития и иных факторов.
Соответственно, с течением времени эталонное соотношение темпов
роста показателей может быть подвергнуто определенной
корректировке.
При этом эталонное соотношение показателей социальноэкономического развития региональной экономики формируется по
тому принципу, что рост значения конкретного индикатора,
включенного в методику, является предпочтительным. Однако
существуют социально-экономические показатели, такие как,
например, задолженность по оплате труда или уровень социального
неравенства, уменьшение которых является предпочтительным.
Соответственно, в методику необходимо включать обратные
258
значения указанных показателей (т.е. не задолженность по оплате
труда в экономику, а единица, деленная на задолженность и т.п.) с
целью обеспечения единого требования об оптимальности именно
увеличения значений и повышения темпов роста исследуемых
социально-экономических показателей.
2. Расчет фактических темпов изменения социальноэкономических показателей за определенный период. Такого рода
расчет производится на основании данных официальной
региональной статистики. Отметим, что оцениваются показатели
реальные, то есть, при необходимости скорректированные на
инфляцию, темпы роста показателей, используемых в рамках
методики.
3. Оценка степени соответствия фактического распределения
темпов роста социально-экономических индикаторов эталонному их
соотношению (расчет коэффициента Спирмена, коэффициента
Кендалла, интегральной эффективности).
4. Формулировка выводов относительно величины и динамики
эффективности развития региональной социально-экономической
системы. Показатель эффективности измеряется в диапазоне от 0%
до 100%. Чем ближе значение эффективности к 100%, тем ближе
фактическое распределение темпов роста социально-экономических
показателей, используемых в методике, к эталонному и,
соответственно, тем выше эффективность функционирования и
развития региональной экономики в целом. Кроме того, величину ИЭ
целесообразно оценивать в динамике за ряд сопоставимых
периодов, с целью выявления тенденций изменения эффективности
регионального развития.
5. Выявление резервов повышения уровня эффективности
функционирования региональной экономики. Резервы повышения
уровня экономической эффективности могут быть выявлены на
основе оценки того, по каким показателям методики отклонение
фактического и эталонного рангов и инверсия максимальны.
6. Разработка рекомендаций по повышению эффективности
функционирования региональной экономики. Такого рода
рекомендации должны способствовать повышению соответствия
фактического и эталонного распределений темпов роста социальноэкономических показателей.
259
В рамках предлагаемой методики все многообразие
показателей
социально-экономического
развития
региона
целесообразно разбить на три большие группы:
1. Социально-демографические показатели.
2. Финансово-экономические показатели.
3. Структурно-инвестиционные показатели.
Указанные группы показателей тесно взаимосвязаны:
стратегический прогресс в одной сфере обеспечивает необходимые
условия прогрессивного развития других. Так, модернизация
отраслевой структуры экономики, активизация инвестиционного
процесса обеспечивают в стратегической перспективе рост занятости
и средней заработной платы, увеличение собственных доходов
бюджета региона и более полную реализацию социальных
программ.
С другой стороны, рост заработной платы, уменьшение
задолженности по оплате труда обеспечивают увеличение доходов
бюджета за счет роста подоходного налога – основного источника
формирования доходной части муниципального бюджета. Наконец,
улучшение финансового состояния предприятий и организаций, рост
прибыли, эффективности использования основного капитала ведут к
увеличению добавленной стоимости экономики региона и к
активизации инвестиционного процесса и повышению уровня
наполняемости доходов бюджета.
260
УДК 338.984
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МЕТОДА МЕЖОТРАСЛЕВОГО БАЛАНСА В ОЦЕНКЕ
ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕГИОНАЛЬНОЙ ЭКОНОМИКИ
А.Р. Гильмуллин
(филиал «Башнефть-Уфа», г. Уфа, Башкортостан, Россия)
Одним из наиболее сложных, комплексных инструментов
исследования
экономического
развития
выступает
метод
межотраслевого баланса. На практике первая попытка создания
межотраслевого
баланса
была
осуществлена
советскими
экономистами. Впервые шахматная таблица, описывающая связи
между отраслями народного хозяйства, была построена при
составлении отчетного баланса народного хозяйства за 1923-1924
хозяйственный год. Автором же межотраслевого баланса, как
комплексного метода макроэкономического и регионального
анализа, является выдающийся экономист XX-го столетия Василий
Леонтьев. Универсальность межотраслевого баланса обосновывается
В. Леонтьевым следующим образом: “Межотраслевой анализ - это
метод систематической квантификации взаимосвязей между
различными секторами сложной экономической системы” [1].Таким
образом, универсальность метода межотраслевого баланса состоит в
возможности его применения для анализа практически любой
экономической системы независимо от ее размера и степени
структурной сложности. Межотраслевой баланс в натуральном
выражении состоит из двух разделов. Первый раздел характеризует
источники формирования ресурсов продукции. Они складываются из
того, что произвели в рамках данного года и из прочих ресурсов,
например, запасов или импорта.
Ri = Qi + Si
(1)
i = 1,n ,
где Ri - источник формирования ресурсов продукции,
Qi - произведённая продукция,
Si - прочие ресурсы (запасы или импорт).
Второй раздел описывает направления использования ресурсов
на текущее производство и на конечное потребление.
261
Ri
m
= ∑Qij + Gi
j=1
(2)
i = 1,n ,
где Qij – использование ресурсов на текущее производство,
Gi - использование ресурсов на конечное потребление.
Структурные исследования с использованием межотраслевого
баланса в натуральном выражении являются весьма ограниченными.
Гораздо более широкое распространение в практике как
зарубежного, так и отечественного структурного анализа получила
статическая открытая модель межотраслевого баланса в
стоимостном выражении. В векторно-матричной форме основное
балансовое соотношение данной модели выглядит следующим
образом:
X=A*X+Y
(3)
где X - отраслевой вектор валового общественного (или
регионального) продукта;
A - матрица коэффициентов прямых материальных затрат;
Y - отраслевой вектор конечного общественного продукта.
Решая данное уравнение (3) относительно отраслевого вектора
валового выпуска, получим:
1
X = (E  A) Y
(4)
где Е – единичная матрица.
1
(E  A) - матрица коэффициентов полных материальных
затрат, или технологическая матрица В. Леонтьева.
Необходимо отметить, что матрицы прямых и полных
материальных затрат являются ключевыми характеристиками любой
экономической системы. В то же время данные структурные матрицы
отличаются друг от друга как количественно, так и качественно. Если
коэффициент прямых затрат характеризует усредненный норматив
расходов продукции одной отрасли (поставщика) на единицу
валовой продукции другой отрасли (потребителя), то коэффициент
полных затрат характеризует все народнохозяйственные затраты, как
прямые, так и косвенные, продукции данной отрасли (поставщика) на
продукцию другой отрасли (потребителя). Кроме того, матрица
262
коэффициентов полных затрат, в отличие от матрицы коэффициентов
прямых затрат, не имеет нулевых коэффициентов. Это
свидетельствует о полной экономической взаимозависимости всех
отраслей экономики.
Исследования в направлении развития и совершенствования
метода межотраслевого баланса имели место не только в
зарубежных государствах, но и в Советском Союзе. В частности, такие
известные отечественные ученые как Л. Канторович и В. Немчинов в
1940-1960-е гг. достаточно успешно разрабатывали проблемы
оптимизации межотраслевого баланса с целью достижения
наибольшей экономической эффективности производства.
По нашему мнению, межотраслевой баланс действительно
является наиболее универсальным, современным методом
макроэкономического и регионального структурного анализа. В то же
время необходимо отметить, что реализация метода на практике
вызывает ряд объективных сложностей. Эти сложности связаны не
столько с методом как таковым, сколько с информацией,
необходимой для его реализации на практике. Дело в том, что для
построения межотраслевого баланса необходима достаточно
детализированная информация о межотраслевых потоках,
отраслевом экспорте и импорте, конечном потреблении продукции
отдельных отраслей, структуре их добавленной стоимости и т.д. При
этом наиболее сложно адекватно оценить величины межотраслевых
потоков.
Что же касается регионального уровня развития экономической
системы, то в данном случае эффективная реализация метода
межотраслевого
анализа
представляется
еще
более
затруднительной. Дело в том, что для построения реального
межотраслевого баланса региона необходимо собрать информацию
не только о межотраслевых, но и о межрегиональных материальных
потоках. Последнее в современных условиях организации органов
региональной статистики представляется практически невозможным.
Более того, подобная возможность может появиться лишь в том
случае, если между отдельными регионами РФ установится
потенциальный таможенный режим, вероятность чего в
современных политических условиях, на наш взгляд, равна нулю.
263
В
настоящее
время
в
отечественной
экономике
предпринимаются попытки поиска альтернативных методов
макроэкономического анализа, которые требовали бы меньшего
объема информации, но по эффективности и универсальности
применения не уступали бы межотраслевому балансу. С подобной
задачей, на наш взгляд, довольно успешно справился А. Мартынов,
предложивший оригинальную материально-финансовую балансовую
модель.
Характеризуя предлагаемую модель А. Мартынов пишет:
“... модель основана на известном структуралистском подходе. Суть
его состоит в том, что предполагаемые «будущие» темпы
экономического роста и увеличения личного и общественного
потребления должны «выводиться» исходя из объективно
отличающихся друг от друга тенденций изменения отдельных
структурных составляющих совокупного рынка и социальной сферы.
Задаваемые таким образом ориентиры структурных преобразований
призваны предопределять основные направления будущего развития
отечественного народного хозяйства. Предлагаемый в проекте
подход основан на стратегии последовательного приближения
экономической структуры и структуры общественного потребления в
нашей стране к существующим в ведущих постиндустриальных
странах” [2].
Предлагаемая А. Мартыновым многосекторная материально финансовая модель отражает финансовые потоки между
укрупненными секторами экономики. Выделяются шесть таких
секторов: либерализированный сектор, сектор первичных отраслей и
магистральной инфраструктуры, аграрный сектор, депрессивный
сектор, потенциально конкурентоспособный сектор и сектор малого
бизнеса. Для каждого из секторов разрабатываются инвестиционные
функции, отражающие формирование инвестиционного спроса,
функции промежуточного спроса и спроса на труд, функции
формирования материальных запасов, движения экспортных и
импортных потоков и т.д. Кроме того, в модели нашли отражение
разнообразные финансовые и инвестиционные потоки между
указанными выше секторами с одной стороны и государством,
Центральным банком и системой коммерческих банков с другой.
264
В отличие от традиционных методов межотраслевого анализа,
предлагаемая А. Мартыновым модель не делает акцент на
детализации межсекторных потоков ресурсов и результатов
производства. С другой стороны, предполагается, что большинство из
рассматриваемых в рамках модели потоков носят нелинейный
характер, что многократно усложняет процесс структурного
моделирования.
Список использованных источников:
1. Леонтьев В.В. Межотраслевая экономика. - М.: Экономика,
1997. - с.22.
2. Мартынов А.В. Структурная трансформация российской
экономики. - М.: Эдиториал, 1999. - с.223
265
УДК 622.276.1/.4:551.263
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ПЕРВОЙ ЗАЛЕЖИ
ПЛАСТА DI БЕЛЕБЕЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Р.Р. Гареев
(ООО «НТЦ ЛОГАС», г. Уфа, Башкортостан, Россия)
Белебеевское нефтяное месторождение открыто в 1956 г.
Месторождение расположено на юго-западе Башкортостана, в 12 км
к юго-западу от г. Белебея. Основным эксплуатационным объектом
являются песчаники пашийского горизонта. К первой залежи объекта
DI относится 85 % балансовых запасов продуктивного горизонта.
Пласт DI делится на верхнюю и нижнюю пачки. Залежь верхней
пачки изометрической формы с 3-х сторон ограничена линией
выклинивания коллекторов, т.е. в основном литологически
экранирована и раскрывается только на юго-восток. Пласт DIв
представлен 1-2 прослоями коллекторов общей толщиной от 0,8 до
9,2 м. Нефтенасыщенная толщина колеблется от 0,8 до 8,0 м. Залежь
нижней пачки DIн имеет изометрическую форму. Длина ее в северозападном направлении составляет 10 км, ширина изменяется от 1 до
6,5 км. Залежь образует единый резервуар с пластом DIв и имеет
общий ВНК на отметке -1667,5 м. Залежь вскрыта 140 скважинами.
Скважины пробурены по треугольной сетке 400х400, при этом общая
плотность сетки скважин на всю площадь залежи составила 36,2
Га/скв (рис. 1). Значительная часть запасов пласта DIн связана с ВНЗ,
где водонасыщенная толщина достигает 15-20 м.
На залежи 64 действующие добывающие скважины
оборудованы УЭЦН, 4 – УСШН, 15 скважин под закачкой.
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин - 4,5. Средний
дебит жидкости добывающих скважин - 126,8 т/сут при
обводненности 96%. Безводный период разработки залежи составил
4 года, далее продукция скважин быстро обводнялась. Основной
фонд (89%) работает с обводненностью более 80%, из них 24
скважины с обводненностью 98%, 53% фонда работает с дебитом
нефти от 3 до 8 т/сут. Средняя приемистость нагнетательных скважин
468,9 м3/сут.
266
Максимальный темп отбора от начальных извлекаемых запасов
достигнут в 1989 г. и составил 3,6%, текущий – 1,55%.
Текущее пластовое давление по залежи в среднем равно
20МПа, что примерно равно начальному пластовому давлению.
Давление поддерживается благодаря очаговой системе ППД и
подпора краевых вод.
Рис. 1. Карта разработки первой залежи пласта DI
Залежь разрабатывается с 1958 года. За этот период было
отобрано 2963,9 тыс. т нефти и 74537,8 тыс. т жидкости, при этом ВНФ
составит 24,1 т/т. За год из залежи отбирается 99,1 тыс. т нефти, что
составляет 75% от добычи месторождения. Текущий КИН на залежи 0,19.
Основной проблемой разработки залежи является высокий
уровень попутно добываемой воды, что ведет к увеличению
себестоимости добываемой продукции. Выявлены две причины
обводнения продукции скважин – это образование конуса
подошвенных вод и заколонные перетоки.
На месторождении регулярно проводится обязательный
комплекс промысловых геофизических исследований, благодаря
267
которым по ряду скважин были выявлены негерметичность обсадной
колонны и заклонные перетоки. Всего выявлено 9 скважин с
нарушением герметичности обсадной колонны, что дает нам
основания полагать, что главная причина обводнения добываемой
жидкости - это подтягивание конуса подошвенных вод.
На залежи 4 скважины оборудованы стеклопластиковыми
хвостовиками, что дает возможность отслеживать изменение
текущего ВНК. По результатам интерпретации данных выявлено, что
при существующей системе разработки ВНК поднимается в среднем
на 2,5 м за 14 лет, т.е на 17 см за год.
Бурение боковых стволов так же подтверждает незначительное
изменение ВНК, что является основанием для заложения БС.
Приведенные выше исследования говорят о том, что залежь
имеет огромный потенциал. Применение современных технологий и
вовлечение в разработку неохваченных зон позволит достичь
высокой нефтеотдачи. Но, как было выявлено ранее, большую
проблему создает дороговизна отбираемой продукции из-за высокой
обводненности.
Теоретические исследования показывают, что обводненность в
ВНЗ залежи наступает очень быстро. До момента обводнения
продукции отбирается порядка 5% от накопленной добычи нефти. К
примеру, со скважины 8БЛБ в безводный период было отобрано 3,9
тыс. т нефти при накопленной добыче 81,7 тыс. т. Соотношение
добычи нефти к отбору попутно добываемой воды можно описать
формулой Газизова:
Qн/Qв = (Kн*μв *hн)/( Kв*μн *hв),
где Qн и Qв – приток, соответственно нефти и воды; μн и μв динамическая вязкость, соответственно, нефти и воды; Kн и Kв –
коэффициент проницаемости, соответственно, нефтяной и
водонасыщенной части; hн и hв – толщина, соответственно,
нефтенасыщенной и водонасыщенной части пласта. Из этой формулы
следует, что для уменьшения потока воды в нашем случае мы можем
повлиять только на проницаемость (снижая ее в водонасыщенной
части).
При проведении анализа разработки залежи была построена
геолого-технологическая модель. После проведения адаптации
истории разработки были построены карты удельных подвижных
268
запасов, на основе которых выделялись менее выработанные зоны
для дальнейших рекомендаций по доразработке залежи.
По результатам анализа разработки и адаптации геологотехнологической модели залежи предложено: бурение 50 наклононаправленных скважин, что позволит увеличить плотность сетки до
24,5 Га/скв; 8 БС, из них 4 с открытым забоем; организация
раздельной системы ППД на нижнюю и верхнюю пачку объекта. Для
организации вытеснения нефти водой в пласте DIв, 9 скважин
целенаправленно
переводятся
под
закачку
по
всей
нефтенасыщенной толщине. Так же предусмотрено проведение
изоляционных работ по фонду с негерметичностью обсадной
колонны и закачка силикатно-щелочных растворов. Технология
силикатно-щелочного
воздействия
(СЩВ)
при
заводнении
продуктивных пластов минерализованными водами позволяет
регулировать проницаемость водопроводящих каналов пласта путем
создания водоизолирующих экранов на путях фильтрации воды от
нагнетательных к добывающим скважинам. Сущность данной
технологии основана на снижении проницаемости обводненных
высокопроницаемых зон за счет образования гелей и гелеобразных
осадков
при
смешении
силикатно-щелочного
состава
с
минерализованной водой. Эта технология позволит не только
ограничить добычу попутно добываемой воды, что снизит
себестоимость добываемой продукции, но позволит новому фонду
скважин больший период времени работать с меньшей
обводненностью.
Расчеты, проведенные на геолого-технологической модели,
показали дополнительную добычу 2600 тыс. т нефти, что позволит
достичь КИН равный 0,363 и Кохв 0,72, при Квыт 0,505. Применение
технологии СЩВ позволит дополнительно добыть 281 тыс. т нефти,
при этом снижение попутно добываемой воды составит 562 тыс. т.
Технология СЩВ позволила сохранить рентабельность
разработки залежи, снизить обводненность продукции, поддерживая
темп отбора из залежи.
В заключении можно сделать вывод о том, что разработка
первой залежи пашийского горизонта велась эффективно. Для
повышения эффективности разработки залежи необходимо бурение
новых скважин и БС в невыработанные зоны, реорганизация системы
269
ППД и применение реагента СЩВ для борьбы с быстрым
обводнением залежи.
Список использованных источников:
1. Анализ разработки Белебеевского нефтяного месторождения. ООО «Башнефть-Геопроект» 2005.
2. Газизов А.Ш. Повышение эффективности разработки нефтяных
месторождений на основе ограничения движения вод в пластах /
А.Ш. Газизов, А.А. Газизов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.285 с.
3.
Разработка,
внедрение
и
анализ
эффективности
осадкогелеобразующих технологий для увеличения нефтеотдачи и
рентабельности эксплуатации залежей нефти с высокообводненной
продукцией: Отчет о НИР / БАШНИПИНЕФТЬ. Рук. Гафуров О.Г.,
Якименко Г.Х., Мухтаров Я.Г. – Дог. 1042. – Уфа, 2002. 366 с.
270
УДК 622.24.051
ПРИНЦИПЫ ПОДБОРА ДОЛОТ PDC
А.Н. Шарипов
(ООО НПП «Буринтех», г. Уфа, Башкортостан, Россия)
Для большинства вновь осваиваемых нефтяных месторождений
характерны сложные геологические условия, обуславливающие
необходимость целого комплекса мероприятий для получения
стабильного дебита. При реализации таких проектов одним из
важных факторов становится обеспечение ввода в действие в
кратчайшие сроки сетки пробуренных скважин. Поэтому ведущие
нефтяные компании акцентируют внимание на совершенствовании
технологических программ бурения и заканчивания скважин, для
получения более высоких технико-экономических показателей
радикально пересматривают свой подход, находя новые решения
благодаря передовым разработкам.
Последнее время особое внимание уделяется повышению
показателей механической скорости бурения за счет использования
более эффективного породоразрушающего инструмента.
В настоящее время при бурении скважин, в основном,
используются
долота
дробяще-скалывающего
действия
(шарошечные) и долота PDC (Polycrystalline diamond compact)
режуще-скалывающего действия.
Стоимость долот PDC выше шарошечных, но способность бурить
более длинные интервалы с большими механическими скоростями
делает их конкурентоспособными.
Поэтому выявление резервов повышения производительности
долот PDC является весьма актуальным вопросом, требующим
всестороннего и тщательного изучения факторов и различных
показателей, определяющих его.
Эффективность же бурения при прочих равных условиях
зависит
от
правильного
выбора
породоразрушающего
инструмента.
В связи с этим в НПП «Буринтех» уделяют большое внимание
определению рациональных областей применения долот различных
типов и созданию инструмента для конкретных горных условий.
271
Объективная оценка технологических параметров и горногеологических условий позволяет нам вносить усовершенствования в
конструкцию и проектировать новые типоразмеры долот PDC под
конкретные условия, для более успешной проводки ствола скважин.
В ООО НПП «Буринтех» разработаны обобщенные
рекомендации по применению выпускаемых конструкций долот PDC,
основанные на классификации горных пород по твердости и
абразивности [1].
В рекомендациях, представленных на Рис.1 определены
области применения долот PDC с разным количеством лопастей и
типом устанавливаемых резцов.
Рис. 1. Области применения долот PDC
При оценке возможности улучшения технико-экономических
показателей важным моментом является работа по подбору
оптимального режима бурения для каждого выделяемого по
геологическим признакам интервала. К основным параметрам
бурения, с помощью которых можно управлять процессом бурения,
272
относятся осевая нагрузка на долото и частота вращения долота.
Бурение при различных осевых нагрузках и частотах вращения
является наиболее простым способом определения оптимальных
параметров режима бурения, обеспечивающих достижение
наиболее приемлемого уровня механической скорости.
Для
практического
применения
указанных
выше
рекомендаций,
целесообразно
иметь
таблицы
пересчета
механической скорости Vм в проходку за один оборот h для всех
частот вращения n данного типа двигателя по формуле:
h
VМ
.
60·n
Следует отметить, что заданная величина проходки за один
оборот в ряде случаев является основным показателем, который
рекомендуется обеспечивать оператору в процессе бурения.
Таким образом, рациональная проходка долота за один оборот —
это своего рода критерий оптимальности режима бурения, который
соответствует минимуму стоимости 1 м скважины.
Данный показатель действительно может служить критерием
оптимизации и автоматического регулирования параметров
режима бурения. В этом случае речь идет о поиске hmin < h < hmax .
Выход значения h за установленные для данных условий пределы
приводит к снижению скорости бурения, увеличению износа резцов,
потере управляемости, а также к увеличению стоимости бурения.
Список использованных источников:
1. Справочник по механическим и абразивным свойством горных
пород нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра,1984.
273