Системы промысловой подготовки аномально высоковязких нефтей при разработке месторождений

39

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика геологического строения месторождени

1.1.1 Общие сведения

1.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.3 Тектоника

1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды

1.5 Запасы нефти и газа

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Система разработки месторождения

2.1.1 Анализ текущего состояния разработки

2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки

2.1.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов

2.1.4 Система ППД, и применение методов повышения нефтеизвлечения

2.2 Техника и технология добычи нефти и газа

2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

2.2.3 Технология сбора и подготовки скважинной продукции

2.3 Технологический расчет подготовки нефти

2.4 Научно-технологические предпосылки промысловой подготовки высоковязких нефтей

2.5 Выбор аппаратуры и оборудования разделения скважинной продукции

2.6 Модернизации узла емкостного отстойника нефти

2.7 Работа установки обезвоживания нефти (УОН)

2.8 Разработка модернизированной технологической схемы промысловой подготовки нефти

2.9 Работа установки обезвоживания нефти (УОН)

2.10 Расчет отстойника

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения

3.2 Расчет экономической эффективности

4. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Охрана труда

4.2 Охрана окружающей среды

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Месторождение Тенгиз было открыто в 1979 году. В 1981 году Тенгизская скважина Т-1 при опробовании дала первый фонтанный приток нефти. Это положило начало разработке месторождения с 1,25 млрд. тонн извлекаемых запасов углеводородного сырья. В наши дни оператор месторождения СП «Тенигзшевройл» ведет пересчет запасов.

Актуальность. Тенгизский коллектор является одним крупнейших в мире сверх гигантских нефтеносных коллекторов (6-ое по запасам месторождение в мире). Это является причиной сложностей, возникающих в процессах добычи и разработки месторождения. Большое содержание сероводорода, высокое пластовое давление, сложность при бурении, проявление межколонных давлений - все это приводит к усложнению и удорожанию извлечения нефти. Повышение показателей качества подготавливаемой нефти до товарной кондиции, рациональное использование сырьевых и топливно-энергетических ресурсов связано с применением прогрессивных технологических процессов, аппаратуры и оборудования с высокой функциональной эффективностью.Поэтому комплексные исследования физико-механических свойств эмульсий, нефтей и пластовых вод, разработка и научно обоснованный выбор технологического оборудования с целью создания функциональной блок-схемы установки подготовки нефти месторождения Тенгиз приобрели особую актуальность.

Цель. На основании анализа накопленного производственного опыта и имеющихся результатов научно-исследовательских работ сформулировать требования к системам промысловой подготовки аномально высоковязких нефтей и обосновать модернизацию оборудования.

Задачи. Эксплуатационные параметры аппаратуры и оборудования для промысловой подготовки нефтей зависят от реологических и эмульсионных характеристик, физико-химических свойств продукции скважин. Поэтому исследования этих свойств становятся первоочередными задачами.

На любой стадии разработки нефтяных месторождений эффективны совмещенные установки подготовки нефти и воды универсального типа. Основными требованиями к системам промысловой подготовки аномально высоковязких нефтей являются: гибкость, т.е. возможность использования ряда технологических вариантов при минимальном наборе оборудования и аппаратуры; создание комплексных технологических схем эксплуатации скважин, сбора, подготовки и внешнего транспорта нефти. При выборе аппаратуры и оборудования для оснащения технологической схемы подготовки нефти придерживались принципа, сформулированного в первой главе - создание совмещенной схемы с многообразием технологических процессов.

В работе приведено подробное описание оборудования и аппаратуры в технологиях сбора и транспортировки нефтепродукции скважин, установки подготовки нефти и газа.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика геологического строения месторождения

1.1.1 Общие сведения

Тенгиз нефтегазовое месторождение в Атырауской области Казахстана, в 350 км к юго-востоку от г. Атырау (рисунок 1.1). Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1979 году. Первооткрывателями месторождения Тенгиз являются Жолдаскали Досмухамбетов, Булекбай Сагингалиев, Булат Еламанов, Асабай Хисметов, Кумар Балжанов, Валентин Авров, Махаш Балгимбаев, Орынгазы Исказиев которые были удостоены Государственной премии Республики Казахстан.

6 апреля 1991 года в эксплуатацию был введен нефтегазовый комплекс - Тенгизский нефтегазоперерабатывающий завод и промысел, что положило начало промышленной добыче на данном месторождении.

Залежи углеводородов расположены на глубине 3,8--5,4 км. Залежь массивная, рифогенного строения. Нефтеносность связана с отложениями средне-нижнекаменноугольного и девонского возрастов.

Коэффициент нефтенасыщенности 0,82. Начальный газовый фактор 487 мэ/мэ, начальный дебит нефти 500 мі/сут при 10 мм штуцере. Начальное пластовое давление 84,24 МПа, температура 105°С. Плотность нефти 789 кг/м3. Нефть сернистая 0,7%, парафинистая 3,69%, малосмолистая 1,14%, содержит 0,13% асфальтенов.

Извлекаемые запасы месторождения оцениваются от 750 млн до 1 млрд. 125 млн тонн нефти. Прогнозируемый объем геологических запасов составляет 3 млрд. 133 млн тонн нефти. Запасы попутного газа оцениваются в 1,8 трлн. мі.

В 1993 г. Правительство Казахстана учредило ТОО СП «Тенгизшевройл» совместно компанией «Chevron» для разработки нефтяного месторождения Тенгиз. Сегодня партнерами являются уже четыре компании: АО НК «Казмунайгаз» (20%), «Chevron Overseas» (50%), «Exxon Mobil»(25%) и «ЛукАрко»(5%).

Изначально доля Казахстана составляла 50%. Затем 25% были проданы Exxon Mobil, а потом еще 5% были проданы ЛукАрко. Соответственно, в распоряжении Казахстана осталась 20% доля - передана в управление Казмунайгазу.

Тенгиз занимает 2 место по запасам нефти в Казахстане (после Кашаганского месторождения).

Добыча нефти на Тенгизе в 2010 году составила 26 млн тонн.

С пуском в 2001 году Каспийского трубопроводного консорциума вся нефть Тенгиза пошла в Новороссийск, с этого момента появилась первая казахстанская марка нефти Tengiz. С ноября 2008 года Казахстан впервые начал экспорт казахстанской нефти через нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан, а также после августа 2008 года возобновил отправку небольших объемов нефти по железной дороге Баку-Батуми.

39

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождения Тенгиз

В орографическом отношении территория, на которой расположено Тенгизское месторождение, представляет собой полупустынную равнину с незначительным наклоном в сторону Каспийского моря. Прибрежная часть суши представляет собой выравненное бывшее дно Каспийское моря с рыхлым верхним слоем, состоящим из ракушечного детрита и песка. С востока к месторождению подступают пески Каракума

Абсолютные отметки рельефа в среднем составляют минус 25 м.

Растительность бедная, солончаковая, характерная для полупустынь: распространены кустарники высотой до 0,5 м; верблюжья колючка и полынь, местами растёт камыш. Скудность растительного мира сказывается на бедности животного мира, представленного, в основном, колониями грызунов.

Речная система отсутствует.

Климат района резко континентальный: с холодной зимой (до минус 30єС) и жарким летом (до плюс 45єС). Снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта. Глубина промерзания почвы до 1,5-2 м.

Основное количество осадков выпадает в весенний и осенний периоды, среднегодовое количество их нередко превышает 200 мм. Для района характерны сильные ветры: зимой преимущественно восточного направления, летом-западного и севера-западного. Зимой нередки снежные бураны, летом-суховей и песчаные бури.

Ближайшие населённые пункты пос. Каратон и Саркамыс, находящиеся Сообщение между этими пунктами и месторождением осуществляется по автомобильным дорогам, воздушным и железнодорожным транспортом.

Основной автодорогой республиканского значения является Доссор Кульсары Сарыкамыс Права, к ней примыкают автодороги областного и местного значения.

В 110 км к северовостоку от Тенгизского месторождения проходит железная дорога Макат Бейнеу, ближайшая железнодорожная станция Кульсары. По территории района проходит также участок одноколейной железнодорожной линии Аксарайская Атырау Кандагач; построена и эксплуатируется железная дорога Кульсары Тенгизское месторождение.

Воздушный транспорт может обслуживаться в 3 неклассифицированных аэропортах местных воздушных линий: Кульсары, Каратон и Сарыкамыс. Кроме того, имеется посадочная площадка у вахтового посёлка ТШО. соответственно в 35 км к северу востоку и в 27 км к юго-востоку от Тенгизского месторождения. В 150 км расположен областной центр г. Атырау.

Водоснабжение для хозяйственно бытовых нужд населенных пунктов Жылойского района, а также вахтового посёлка ТШО, осуществляется по трубопроводу из р. Волга через водоочистные сооружения п. Кульсары. для производственных нужд ГПЗ водоснабжение осуществляется из водовода технической воды Астрахань Мангышлак.

Электроснабжение населенных пунктов Жылыойского района осуществляется от Атырауской ТЭЦ и Кульсаринской ТЭЦ. «Тенгизшевройл» оперирует газотурбинной станцией, от которой электроэнергия подаётся на производственные объекты.

Нефть Тенгизского месторождения поступает на газоперерабатывающий завод, который на 5-ти технологических линиях способен обеспечить добычу нефти от 12,7 млн. т. до 13,1 млн. т. в год. Производство товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими линиями.

К 2010 году, при успешной реализации проекта закачки сырого газа (3ГС1 и 3ГС2) предусматривается дальнейшее расширение завода и увеличение добычи нефти до уровня 30 млн. т.

Трубопроводные линии на территории района общей протяженностью более 1500 км имеют следующие направления:

- магистральный газопровод Средняя АзияЦентр;

нефтепровод ТенгизКульсары АтырауНовороссийск (КТК);

нефтепровод УзеньКульсарыАтырауСамара;

нефтепровод КаратонКосчагылКульсарыОрск.

1.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов

Тенгизское месторождение нефти приурочено к глубокозалегающему подсолевому карбонатному комплексу пород, представленному преимущественно неглинистыми известняками с прослоями тонких рассеянных туфогенных аргиллитов и незначительными слоями доломитов.

Породы характеризуются сложной структурой порового пространства, что обусловлено первичными условиями осадконакопления, диагенетическими и эпигенетическими процессами. Большое влияние на формирование пористости оказали процессы выщелачивания, перекристаллизации и образования трещин. С другой стороны, заполнение пор битум, вторичным кальцитом, доломитом, окремление приводили к ухудшению ёмкостных свойств.

После создания СП «Тенгизшевройл» пробурено одиннадцать скважин, в которых был отобран керн со 100% выносом: №№Т?47, Т?220, Т?463, Т?5050, Т?5056, Т?5246, Т?5857, Т?6337, Т6846, Т7252.

Отобранный керн из новых скважин и выборочно из старого фонда скважин анализировался компанией “Core Laboratories” и “Reservoirs Inc.”.

Башкирские отложения с отбором керна пройдены 8 скважинами, серпуховские 9 скважинами, окские 4 скважинами, нижневизейские 8 скважинами, турнейские 4 скважинами и девонские 7 скважинами.

Проходка по разрезу продуктивных отложений составила 3186,52м, линейный вынос керна 3131,52 м или 98,3% от проходки, или 23,8% от общей толщины.

По результатам исследования керна из старого фонда скважин, с использованием базового кернового материала из новых скважин следует, что пористость пород изменяется от 0,1 до 24%. Проницаемость по керну изменяется от 0,001 мд до 800 мд.

Установлено, что пустотное пространство породколлекторов довольно сложное, и слагается из первичной межзерновой пористости, вторичных пор, каверн и трещин. На месторождении установлено три типа коллекторов:

· поровый;

· трещинокаверновопоровый, каверново поровый;

· трещинный.

Поровые, каверновопоровые и трещиннокаверновопоровые коллектора развиты в пределах платформы, включая бортовые части, а также на отдельных участках склона.

Наибольшие средние величины пористости пород (до 12%) отмечены в башкирских и окских отложениях Й объекта в сводовой и присводовой платформенной частях массива. При этом пористость отдельных интервалов разреза достигает 25%. В окских отложениях, при сохранении тенденции распространения наибольших значений пористости в сводовой и присводовой частях платформы, обособлен участок (район скважины №Т109), где средняя пористость разреза составляет 13,5%. С глубиной, а также к краям платформы, и на большей части склона происходит уменьшение пористости пород, значения которой в коллекторах ЙЙ и ЙЙЙ объектов заметно снижены (до 31%).

Как правило, породы рифогенных и биогермных построек, окаймляющих платформенную часть (баундстоун), имеют низкую пористость (4% и ниже), но при этом обладают большой проницаемостью, благодаря значительной трещиноватости.

Поскольку выделенные типы коллекторов не имеют чёткой закономерности в распределении как по зонам, так и по разрезу залежи, средние значения пористости по объектам (подобъектам) не рассчитывались, определялось удельное значение пористости по скважинам.

Породы практически лишены терригенных и других примесей, содержание нерастворимого остатка в основном не превышает 56% и составляет в среднем около 5%. Нерастворимый остаток представлен преимущественно твёрдым битумом, что является своеобразной особенностью отложений. Детальным изучением шлифов установлено, что битумы встречаются как в межзерновом пространстве, так и по трещинам и стенкам каверн. Кроме битума в нерастворимом остатке встречается терригенный материал и нерастворённые зёрна карбонатного кальция в битумной оболочке.

По результатам гаммаспектрометрических измерений образчов керна и гаммаспектрометрических исследованиё в скважинах было установлено, что радиоактивность пород обусловлена, в основном, повышенным содержанием урана и не связана с включениями битума.

В ряде скважин в кровле нижневизейских отложений нижнего карбона залегает пласт вулканогенного туфа, который по геофизическим данным характеризуется повышенными показаниями гаммакаротажа, имеет пониженное сопротивление до 3,50мм, обладает высокой нейтронной пористостью, низкой плотностью и высоким интервальным временем пробега продольной волны. Встречающиеся в разрезах скважин пропластки с аналогичной характеристикой отнесены к туфоаргиллитам и исключались из эффективной пористости как заведомые неколлектора.

• 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика
• Тенгизский карбонатный массив расположен в юго-восточной части Прикаспийской впадины и представляет собой часть крупной Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы, сформированной в позднем палеозое.
• Во вскрытом разрезе осадочной толщи принимают участие породы, начиная от девонского возраста и заканчивая четвертичными.

В пределах Тенгизского месторождения отложения девонского возраста вскрыты ограниченным числом скважин. В центральной платформенной части массива породы представлены сгустково-сферовыми, сгустково-комковатыми, микрозернистыми и водорослевыми известняками, пеллетовыми пакстоунами. В склоновой части развиты водорослевые известняки, пеллетовые пакстоуны, с меньшим распространением пеллетовых вакстоунов, грейнстоунов. Относительно глубоководные отложения слагают подножие карбонатного массива. Вскрытая толщина девонских отложений от 25 м (Т-53) до 615 м (Т-47).

Отложения нижнего карбона представлены образованиями турнейского, визейского и серпуховского ярусов. Общая толщина отложений в пределах платформенной части структуры и в области рима составляет около 1000 м. На флангах структуры отмечаются значительные колебания по толщине, значения которой составляют 393-764 м.

В литологическом отношении турнейские отложения в платформенной части представлены био-литокластовыми и пеллетовыми пакстоунами, вакстоунами, с прослоями водорослевых известняков, литокластовыми грейнстоунами. Склоновая часть карбонатного массива литологически представлена био-литокластовыми пакстоунами, грейнстоунами.

Визейский ярус представлен в объеме нижнего и верхнего подъярусов, граница между которыми принята в верхах тульского горизонта.

В разрезе нижневизейского подъяруса установлено присутствие отложений радаевского, бобриковского и тульского горизонтов. Толщина отложений нижнего визе в платформенной части структуры составляет 360-450 м, а на склонах 154-200 м. В скважине Т-52 ее значение увеличивается до 272 м, в Т-53 - до 577 м. В платформенной части отложения сложены тонкозернистыми, водорослевыми, комковатыми известняками (биокластовые и пеллетовые вакстоуны, пакстоуны и грейнстоуны, реже рудстоуны).

В кровле тульского горизонта выделяется пачка переслаивания туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений («вулканик»). Эта пачка четко прослеживается в центральной части структуры и имеет толщину 40-50 м, уменьшаясь в краевых частях. Близкие по составу отложения, но характеризующиеся увеличенными толщинами (150-200 м) прослеживаются в нижней части склона (Т-52, Т-53).

Отложения верхневизейского подъяруса (окский надгоризонт) залегают согласно на отложениях тульского возраста и представлены в объеме алексинского, михайловского и веневского горизонтов. Суммарная толщина окского надгоризонта в платформенной части структуры составляет 230-300 м. На флангах ее значения уменьшаются и составляют 110-180 м. У подножия карбонатной платформы (Т-52) толщина окского надгоризонта уменьшается до 22 м, в Т-53 - до 15 м. В пределах платформенной части отложения сложены преимущественно мелкообломочными биокластовыми и пеллетовыми вакстоунами, пакстоунами, грейнстоунами с прослоями и линзами водорослевых биогермных известняков. Веневское время характеризуется появлением красных водорослей - Ungdarella uralica. В римовой части отложения представлены перекристаллизованными водорослевыми биолититами с типичной строматактоидной текстурой, а также био- и литокластовыми грейнстоунами и рудстоунами. В склоновой части массива отложения представлены пеллетовыми пакстоунами (вакстоунами и биоморфными фораминиферово - водорослевыми известняками с прослоями биокластовых пакстоунов и грейнстоунов). Отложения подножия склона представлены тонкослоистыми карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами с прослоями биокластовых пакстоунов.

Отложения серпуховского возраста резко дифференцированы по толщине и характеризуются различной полнотой стратиграфического диапазона, что обусловлено влиянием предбашкирского размыва. В платформенной части установлено присутствие отложений тарусско-стешевского, протвинского и запалтюбинского горизонтов. Толщина отложений серпуховского яруса в платформенной части структуры составляет 60-80 м, в верхних частях склона она увеличивается до 150-250 м, и в римовой части достигает 571 м. Нижняя часть склона и его подножие характеризуются небольшими толщинами, значения которых составляют 10-80 м. Разрез тарусско-стешевского, протвинского горизонтов, составляющих нижний подъярус серпуховского яруса представлен фораминиферово-водорослевыми, криноидно-водорослевыми известнякамим (биолититами), биокластовыми и пеллоидными пакстоунами, грейнстоунами, реже оолитовыми разностями. Рифовые массивы сложены перекристаллизованными биогермными известняками со строматактоидной текстурой. Верхние части разрезов этих массивов брекчированы и содержат крупные фрагменты кораллов, желваков багряных водорослей, криноидей и брахиопод. Разрез верхнего подъяруса в объеме запалтюбинского горизонта представлен биокластовыми пакстоунами и грейнстоунами, водорослево-фораминиферовыми известняками, среди которых выделяются прослои ракушняковых грейнстоунов и рудстоунов. Для серпуховского времени характерно развитие зон и смеси биогермных водорослевых образований (баундстоуны) и детритовой брекчии, где наблюдаются увеличенные толщины. Распространяются эти зоны вдоль приподнятого борта платформы, в верхней части склона. Распространение таких зон в нижней части склона объясняется скорее всего тем, что большая часть биогермных образований отделилась от края платформы и верхней части склона и переместилась в нижнюю часть склона, образовав языки из своих обломков. На склоне и его подножии разрез в основном представлен тонкослоистыми карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами с прослоями мелкообломочных биокластовых пакстоунов.

Отложения среднего карбона представлены отложениями башкирского и московского ярусов. В сводовой части структуры присутствуют сохранившиеся от размыва отложения нижнебашкирского подъяруса, представленные краснополянским, северо-кельтменским и прикамским горизонтами. Толщина отложений башкирского возраста в платформенной части структуры составляет 80-110 м. На флангах и у подножия карбонатного массива ее значения сильно дифференцированы в верхней части склона толщина изменяется от 20 до 203 м, а у его подножия от 40 м до 120 м. В платформенной части массива нижнебашкирские отложения представлены оолитовыми известняками, биокластовыми, биокластово-пеллетовыми грейнстоунами, среди которых выделяются прослои микросгустково-пеллетовых водорослевых известняков. В пределах верхнего склона отложения представлены неотсортированными лито- и биокластовыми пакстоунами и рудстонами, переслаивающимися с водорослевыми известняками и мелкообломочными биокластовыми пакстоунами. Подножие склона представлено карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами.

Московские отложения сложены неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными мелкообломочными биокластовыми пакстоунами и грейнстоунами с прослоями водорослевых известняков и микрозернистых доломитов. Среди отложений выделяются маломощные прослои кислых туфов. Отложения московского яруса в пределах платформенной части структуры имеют небольшую толщину - 5-30 м.

Каменноугольные отложения перекрыты нижнепермскими породами, которые делятся на две части: нижнюю - подсолевую и верхнюю - соленосную (кунгурскую). В сводовой части структуры значения подсолевых отложений составляют 30-80 м, в наиболее приподнятой, римовой части структуры, а также в пределах верхнего склона толщины этих отложений минимальны, их значения составляют - 1-20 м. У подножия склона толщина отложений

39

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3 - Схема геологической модели Тенгизского месторождения - показано приблизительное расположение основных скважин. Красными линиями показаны границы суперциклов, границы отложений, образовавшихся при максимальном подъеме воды, показаны зелеными пунктирными линиями. Черные линии обозначают границы циклов более высокого порядка.



46

Размещено на http://www.allbest.ru/

увеличивается до 100-380 м. В литологическом отношении эти отложения представлены глинисто-карбонатным разрезом. Толщина соленосной толщи изменяется от 465 до 1655 м. Представлена эта толща сульфатно-галогенными породами. В объеме верхнего отдела пермской системы условно выделены уфимский, казанский и татарский ярусы. Толщина верхнепермских отложений сокращается от 863 до 0 м. Литологически сложены серыми, пестроцветными песчаниками, алевролитами, глинами, мергелями с прослоями известняков, ангидритов, гипсов, доломитов, каменной соли.

Триасовая система выделена в объеме нижнего и верхнего отделов. Толщина триасовых отложений составляет порядка 500 м. Триасовые отложения сложены пестроцветными глинами с прослоями песков, песчаников, алевролитов, реже мергелей.

Юрская система представлена в объеме трех отделов. Нижне- и среднеюрские отложения сложены терригенными породами с включением угля. Толщина их порядка 1200 м. Верхний отдел выделяется в составе четырех ярусов: келловейского, оксфордского, кимериджского и волжского.

Келловейский ярус представлен чередованием глин, алевролитов, песчаников, песков. Толщина составляет примерно 100 м. Нижняя часть оксфордского яруса сложена песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов, а верхняя - преимущественно глинистая. В основании кимериджского яруса отмечается переслаивание песчаника с глинами и тонкими прослоями известняка. Толщина оксфордско-кимериджского ярусов 60 м. В нижней части волжского яруса развита мергельно-глинистая толща, которая вверх замещается известняками и доломитами. Толщина яруса 500 м.

Меловая система представлена верхним и нижним отделами. Толщина неокомских, аптских, альбских отложений, составляет порядка 1700 м. В литологическом отношении сложены терригенными породами: глинами, алевролитами, песчаниками, песками. Нижняя часть верхнего мела (сеноманский ярус) представлена темно-серыми глинами с подчиненными прослоями песков и песчаников. Средняя часть - преимущественно мергельная, с прослоями писчего мела, глин. В основании средней части залегает конгломерат из галек фосфорита. Завершается разрез верхнего мела (маастрихтский ярус) белым писчим мелом с редкими прослоями мергелей. Толщина 975 м.

Палеогеновая система представлена палеоценом, эоценом, олигоценом. Литологически палеогеновые отложения сложены мергелями с прослоями известняков, глин и глинами с прослоями песков. Толщина 240 м.

Неоген-четвертичная системы, представлены глинами и мергелями.

1.3 Тектоника

Тенгизское месторождение нефти расположено в южной части Прикаспийской геологической провинции.

Кристаллический фундамент этой части провинции имеет предположительно рифейский возраст. Крупными структурными элементами фундамента являются Астраханско-Актюбинская система поднятий с отметками залегания фундамента 9-7 км, Заволжско-Тугаракчанская система прогибов (12-11 км). Тенгизское месторождение расположено в центральной части Южно-Эмбинского (Тугаракчанского) прогиба и характеризуется глубинами залегания фундамента 11,5-12 км.

По особенностям геологического строения палеозойских отложений южная часть Прикаспийской геологической провинции районируется на ряд крупных структур II порядка, выступающих в ранге геологических (сейсмогеологических) областей - СГО. Две тектонически активные в позднем палеозое шовные зоны сочленения Прикаспийской впадины с Северо-Устюртской геологической провинцией на юго-востоке и Скифской на юго-западе составляют соответственно Южно-Эмбинское палеозойское поднятие и Карпинско-Бузачинскую зону смятия. Обширные пространства между Южно-Эмбинской и Карпинско-Бузачинской СГО на юге и Астраханско-Актюбинской системой поднятий на севере объединяются в Североморско-Биикжальскую СГО.

Особое место в южной части Прикаспийской провинции занимает Тенгиз-Кашаганская СГО, расположенная как бы внутри Североморско-Биикжальской и соответствующая одноименной изолированной внутрибассейновой карбонатной платформе.

Зарождение и формирование Тенгиз-Кашаганской платформы генетически связано с тектоническими процессами, развивавшимися в позднефранско-ранневизейское время в области современного Южно-Эмбинского прогиба. Накопление огромных толщ граувакк в этом прогибе сопровождалось устойчивым прогибанием эйфельско-раннефранского внешнего шельфа Восточно-Европейской платформы, который компенсировался седиментацией карбонатных комплексов, ставших основой Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы.

Платформа состоит из ряда карбонатных массивов ранне-среднекаменноугольного возраста, расположенных на общем девонском карбонатном основании: Кашаган Западный, Кашаган Восточный, Кайран, Актота, Каратон, Королевская, Тенгиз.

Структура палеозойских отложений месторождения Тенгиз достаточно полно описывается набором структурных карт по основным поверхностям: по кровле башкирских, серпуховских, верхневизейских отложений, Volcanic, Devonian.

Структура Тенгиз по поверхности башкирских отложений (по кровле I объекта) представляет собой высокоамплитудное изометричное поднятие. По оконтуривающей изогипсе минус 5,0 км размеры поднятия составляют 22-23 км. Свод поднятия плоский, имеет отметки 4,1-4,2 км и под углом порядка одного градуса наклонен в юго-западном направлении. Крылья структуры достаточно крутые, углы наклона достигают 20-25^о. Вблизи начала крутого склона свод поднятия осложнен цепочкой локальных поднятий, амплитудой 100-200 м, образующих рим. Цепочка локальных поднятий рима охватывает северо-западную, северную и северо-восточную части свода, в то время как на юге и юго-западе рим отсутствует. Наименьшие отметки в области рима отмечены в северной части свода и составляют 3900-4000 м. Максимальная амплитуда поднятия по кровле башкира достигает 1100 м. Структурные карты по кровле серпуховских, верхневизейских отложений подобны вышеописанной. Достаточно сложным является распределение толщин карбонатного коллектора. В пределах плоского свода суммарная толщина окско-башкирских отложений составляет в среднем 400-450 м. В северной и восточной части рима и склона толщина карбонатных образований объекта 1 резко возрастает до 650-800 м, главным образом за счет фаций баундстоуна серпуховского возраста. Своеобразное увеличение толщины карбонатных отложений отмечается и по западной периферии поднятия за крутым склоном. Здесь откартирована целая серия вздутий, расположенных параллельно линии распространения карбонатного коллектора и связанных, возможно, не только с баундстоунами серпуховского возраста, но и с некоторым увеличением толщин башкирских отложений в обломочных фациях подножия.

Структура по поверхности второго нефтегеологического объекта - "volcanic" имеет размеры 2421 км по оконтуривающей изогипсе минус 5300 м. Плоский свод имеет отметку минус 4600 м, а в северной и западной части отмечены отдельные поднятия с глубинами залегания нижневизейских отложений 4500-4400 м. Максимальная амплитуда составляет 900 м. Распределение толщин здесь намного проще, чем для окско-башкирского комплекса. Наибольшая толщина отмечается в области плоского свода - 650-700 м, а к периферии толщина резервуара уменьшается до 300-200 и даже 100м.

Морфологические характеристики поверхности девонских отложений отличаются от верхних существенным расширением плоского свода (платформы) и уменьшением углов падения карбонатных отложений на флангах до 10-14.

Поднятие по объекту III по оконтуривающей изогипсе на отметке минус 5450 м имеет максимальную амплитуду 400-450 м. Области повышенных значений толщин расположены полукольцом и соответствуют риму, четко выраженному по окско-башкирскому комплексу. К югу толщины плавно уменьшаются до 100 и менее метров.

Площадное распространение карбонатного коллектора Тенгиза ограничивается линией, установленной в результате сейсмостратиграфической интерпретации, где карбонаты полностью замещаются на карбонатно-глинистый разрез, не являющийся коллектором.

1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды

Физикохимические свойства нефти и газа месторождения Тенгиз определены по результатам исследований пластовых и разгазированных проб, выполненных в институте «Гипровостокнефть» (19811993 гг.),Core Laboratories и КазНИГРИ (19942000 гг.). в целом из продуктивных отложений отобрано 108 пластовых проб, в т.ч. институтом «Гипровостокнефть»75 проб, Core Laboratories20 проб, КазНИГРИ13 проб и 100 поверхностных проб, в т.ч. институтом «Гипровостокнефть» 76 проб из 44 скважин, Core Laboratories 13 проб, КазНИГРИ 11 проб.

Таблица 1.1

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	карбон
	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скв.	проб
Вязкость: динамическая при 20°С, мПа·с кинематическая при 20°С, ммІ/с	44 44	76 76	1,9?2,7 2,4?3,3	2,1 2,6
Температура, °С: застывания плавления парафинов начала кипения	44 44 44	76 76 76	-35-(-5) 49-59 36-68	-23 55 50
Массовое содержание, %	серы смол силикагелевых асфальтенов парафинов	44 44 44 44	76 76 76 76	0,45-1,92 0,33-2,93 сл-0,30 2,37-7,23	0,95 1,02 0,06 3,92
Объемный выход фракций, %	н.к. - 100 С до 150 С до 200 С до 250 С до 300 С	43 43 43 43 43	72 72 72 72 72	5-17 14-33 34-49 49-63 62-74	10 28 45 58 70

Физико-химические свойства нефти и газа, в основном, заимствованы из подсчета запасов, выполненного ТШО, ОАО НИПИ «КМГ», КазНИГРИ (2002г.), в котором предпочтение отдается данным, полученным в компании Core Laboratories

Несмотря на большое количество исследованных проб пластовой и поверхностной нефти, отобранных в различных зонах месторождения, как по глубине, так и по простиранию, какойлибо закономерности изменения свойств и состава пластовой нефти осредненный по всей залежи. С ростом глубины залегания увеличиваются давление и температура. При этом повышение давления увеличивает плотность и вязкость нефти, а повышение температуры их уменьшает. В результате плотность и вязкость пластовой нефти по высоте залежи остаются практически постоянным. Расчеты показывают, что на отметке 4300м плотность пластовой нефти равна 620,6 кг/мі, а вязкость 0,232 мПас. Разница сопоставима с погрешностями измерений. Следовательно, незначительно будет отличаться по высоте залежи объемный коэффициент и многие другие параметры, зависящие от пластового давления.

Таблица 1.2

Содержание ионов и примесей в пластовой воде

Содержание ионов, моль/мі, примесей, г/мі	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
ЙЙЙ объект, скв. №Т-47
СI ? SOПП HCO3 ПП Ca++ Mg++ Na+ + K+ Примеси pH	1 1 1 1 1 1 - 1	3 3 3 3 3 3 - 3	659,95-882,61 0,35-0,40 1,49-1,75 40,00-45,58 3,50-45,58 504,00-525,02 - 6,76-6,98	788,17 0,38 1,67 42,79 3,91 517,62 - 6,89

Поэтому данные по свойствам нефти и газа, в т.ч. и по дифференциальному разгазированию при пластовой температуре (PVT данные) приняты одинаковыми по всей залежи.

Свойства нефти и газа после дифференциального разгазирования в рабочих условиях приняты по результатам исследований по сепарационному тесту (Corlab).

Так как по технологической схеме подготовки продукции скважин (КТЛ) фракция С₅₊ из газа, выделившегося при сепарации и стабилизации нефти возвращается в товарную нефть, то в данные, полученные при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях, авторами подсчета запасов внесены коррективы.

Данные по PVT свойствам (дифференциальное разгазирование при пластовой температуре) по рекомендации заказчика заимствованы из работы «Месторождение Тенгиз.

После перевода параметров в метрическую измерений значения помещены в таблицу, предусмотренную ОСТ.

Свойства разгазированной нефти определены по данным исследований института «Гипровостокнефть», за исключением содержания серы и парафина, которые приняты в количествах, указанных в подсчете запасов.

Результаты исследований пластовых и разгазированных проб и расчетов представлены в таблицах 1.1- 1.2.

По результатам исследований и расчетов средняя плотность пластовой нефти 620,6 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 25,26 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 585,9 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,232 мПа·с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,95%), малосмолистая (1,02 %), парафиновая (3,92 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С 70 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 16,12 %, азота 1,34 %, метана 57,66 %, этана 11,49 %, пропана 5,99 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 9,46 %, гелия 0,02 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,869.

1.5 Запасы нефти и газа

В соответствии с объектами разработки три объекта подсчёта запасов (Й, ЙЙ, ЙЙЙ). Для Й объекта подсчет запасов выполнялся отдельно по каждому подобъекту (башкирскому, серпуховскому, окскому) с учетом выделенных фациальных зон (платформа, баундстоун, склон). В составе ЙЙ и ЙЙЙ объектов подобъекты не выделялись, запасы подсчитаны отдельно для платформенной и фланговой частей массива.

Й объект подсчёта

Платформенная часть Й объекта оценена по категориям В и С₁.

Категория В включает запасы на площади, разбуренной эксплуатационными скважинами согласно “технологической схеме разработки месторождения Тенгиз”, по сетке 1414Ч1414 м, остальная площадь нефтеносности платформы отнесена к категории С₁.

Баундстоуны и склоны.

Для склоновой части башкирского подобъекта подсчитанные запасы нефти оценены по категориям С₁ и С₂. Участок баундстоуна, получивший развитие в склоновой части месторождения (№№Т32, Т3), оценён по категории С₂.

Склоновая часть в районе скважин, где получены промышленные притоки нефти оценены по категории С₁ на площади равной кругу, радиусом 2,8 км (удвоенное расстояние между эксплуатационными скважинами). Остальная часть площади нефтеносности склона отнесена к категории С₂.

По серпуховскому и окскому подобъектам выделяются две зоны баундстоунов: внутренняя и внешняя.

Запасы во внутренних зонах баундстоунов, “опоясывающих” платформенную часть, характеризующихся большими значениями объемов нефтенасыщенных пор, максимальными толщинами, наличием трещиноватости и доказанной продуктивностью пород, отнесены к категории С₁. Запасы во внешних зонах баундстоунов отнесены к категории С₂ вследствие удалённости от платформенной части и малого охвата по периметру. Запасы склоновых частей серпуховских и окских отложений оценены по категории С₂.

ЙЙ объект подсчёта

Продуктивность и сам разрез ЙЙ объекта изучены значительно слабее, чем Й. Учитывая это обстоятельство, к категории С₁ с определённой долей условности отнесены запасы на участках радиусом 1,4 км вокруг скважин, из которых получены притоки нефти как на платформе, так и на присклоновых и склоновых частях месторождения. Запасы остальной части ЙЙ объекта классифицируется по категории С₂.

ЙЙЙ объект подсчёта

К категории С₁ отнесены запасы в радиусе 1,4 км вокруг каждой скважины, давшей промышленный приток нефти. Остальная часть разреза до водонефтяного раздела классифицируется по категории С₂.

Подсчёт запасов произведён объёмным методом.

Для обоснования КИН при разработке месторождения Тенгиз были рассмотрены 8 вариантов эксплуатации:

ь 4 варианта на естественном упругозамкнутом режиме

ь режим закачки воды

ь варианта режима закачки газа.

Запасы нефти и растворенного газа по каждому объекту и в целом по месторождению приведены в таблице 1.3.

84 % извлекаемых запасов месторождения сосредоточено в Й объекте, из них 62 % запасов приурочены к платформенной части, 35 % к бортовой и 3 % к склоновой. На данной стадии изученности запасы ЙЙ и ЙЙЙ объектов составляют 12% и 4% от суммарных запасов месторождения. По промышленным категориям оценены 92 % запасов Й объекта, 38 % запасов ЙЙ объекта и лишь 3 % запасов ЙЙЙ объект.

Таблица 1.3- Запасы нефти и растворенного газа

Параметры	I объект	II объект	III объект	Месторож-дение
Начальные балансовые запасы нефти, млн.т в том числе: по категории С1 С2	1936964 256394	316275 510953	7726 267297	2 260 965 1034644
Начальные извлекаемые запасы нефти, млн.т в том числе: по категории С1 С2	1077246 98616	63580 104342	1553 54582	1 142 385 257540

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Система разработки месторождения

2.1.1 Анализ текущего состояния разработки

Месторождение Тенгиз введено в разработку в апреле 1991 г. Таким образом эксплуатация месторождения осуществляется уже 17 лет. По состоянию на 1.01.08 г. эксплуатационный фонд составляет 123 скважин, в том числе в действующем фонде - 55 скважин. Все скважины эксплуатируются фонтанным способом.

Дебиты добывающих скважин, расположенных в трещиноватой части карбонатной толщи 1-го объекта, значительно выше дебитов скважин, эксплуатирующих платформенную часть. Так, по состоянию на 1.08.08 г. средний дебит скважин на платформе составил 745 т/сут., а в трещиноватой зоне - 1023 т/сут.

Аналогичная картина наблюдается и при сравнении значений коэффициентов продуктивности по скважинам, расположенным на платформе и в трещиноватой зоне. По мере снижения пластового давления в залежи дебиты скважин постепенно снижаются. После проведения по скважинам СКО и КГРП отмечается значительное увеличение дебитов.

По состоянию на 1.08.08 г. накопленная добыча нефти из нефтяной залежи составила 139 млн.т. Все скважины добывают практически безводную нефть. Хотя платформенная часть залежи и окружающая ее трещиноватая часть карбонатной толщи составляют гидродинамически связанную систему, резкое различие проницаемости этих частей залежи приводит к тому, что они ведут себя как самостоятельные эксплуатационные объекты. По состоянию на 1.01.08 г. из добывающих скважин, расположенных на платформе, добыто 52,820 млн.т нефти, а из скважин, эксплуатирующих трещиноватые зоны - 85,180 млн.т. Таким образом из платформы добыто 38 % всей нефти, а из трещиноватой части - 62 %.

2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки

На дату анализа на месторождении Тенгиз пробурено 133 скважин. При этом эксплуатационный фонд составляет 123 скважин, из них дающих продукцию 55 скважин. Введенные в эксплуатацию добывающие скважины расположены, в основном, в центральной части месторождения с наибольшей нефтенасыщенной толщиной пласта (более 1000 м), поэтому являются наиболее производительными. Давление на устье нефтедобывающих скважин находится в диапазоне 10-50 МПа.

Средний дебит действующих скважин по нефти 745 т/сут. Самое низкое значение по промыслу отмечено в 1993 г., затем наблюдался ежегодный рост среднего дебита действующих скважин по нефти.

Таблица 2.1

Месторождение Тенгиз. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2014 год.

№ п/п	Фонд	Категория	Количество скважин	№ скважин
1	Фонд добываю-щих скважин	Всего	123
		в том числе действующие фонтанные	55	1к, 3к, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 14, 15, 17, 20, 21, 23, 27, 28, 41, 43, 44, 47, 72, 102, 103, 104, 105, 106, 108, 110, 111, 112, 116, 117, 120, 122, 124, 318, 320, 419, 1100, 4346, 4556, 5050, 5056, 5059, 5442, 5454, 5850, 5853, 38, 113, 121, 5857, 7252
		в бездействии	9	42, 114, 115, 118, 123, 317, 1101, 5034, 6846
		в консервации	41	2к, 5к, 16, 25, 29, 30, 31, 37, 39, 40, 45, 46, 60, 70, 107, 119, 125, 211, 456, 463, 470, 3938, 3948, 4629, 4635, 4748, 5435, 5632, 5660, 5963, 6246, 6261, 6337, 6457, 6743, 6658, 6836, 7040, 7052, 7450, 7453
		ликвидированные	18	1, 2, 3, 5, 18, 19, 22, 26, 32, 33, 34, 35, 36, 52, 53, 101, 109, 430
2	Фонд нагнетатель-ных скважин	Всего	8
		в том числе под закачкой	7	5044, 5242, 5246, 5444, 5447, 5646, 5848
		в консервации	1	220
3	Специаль ные скважины	Наблюдательные	2	24, 100
Всего	133

Основными характеристиками работы фонда добывающих скважин являются коэффициент использования и коэффициент эксплуатации. Первый представляет собой отношение действующего фонда скважин к эксплуатационному, второй - отношение фактически отработанного времени к календарному времени.

Коэффициент использования изменялся от 0,512 (1991 г.) до 0.809 (1997 г.) в среднем за все время разработки составил - 0,639. На сегодняшний день его величина составляет 0,721.

Коэффициент эксплуатации колебался от 0,645 (1993 г.) до 0,913 (1997 г.) и в среднем за анализируемый период составил 0,802. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации действующего фонда скважин во многом обусловлены целенаправленным отключением действующих скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.

В наши дни фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 1414 м х1414 м. Местами сетка скважин уплотнена до 707 м и даже 500 м между скважинами. Средний текущий дебит нефти одной добывающей скважины, составляет 745 т/сут.

2.1.4 Система ППД, и применение методов повышения нефтеизвлечения

В технологии разработки месторождения Тенгиз, в частности, 1 объекта разработки рассматриваются два метода поддержания пластового давления: заводнение и закачка попутного газа. При выборе метода повышения нефтеизвлечения важное значение, имеет учёт параметров конечной нефтеотдачи в сопоставлении с затратами на их достижение, которые потребуются для строительства и эксплуатации технических сооружений, необходимых для практической реализации методов. Состав сооружений формируется на основании требований к качеству рабочего агента.

В эксплуатационных скважинах месторождения Тенгиз проводится определённый объём работ, связанный с исследованиями и стимуляцией скважин. Сюда относятся PBC (КВД - кривая восстановления давления), импульсное испытание (гидропрослушивание), PTT (кратковременный тест давления), PLT (дебитометрия или эксплуатационный каротаж), SGS (замер статического градиента давления), MDT (модульно-динамический пластоиспытатель), Aсid Stimulation (соляно-кислотные обработки).

КВД тест - испытание, где восстановление давления, вызванного закрытием скважины, регистрируется и анализируется. Интерпретация кривой восстановления давления позволяет рассчитать свойства коллектора. Существует два вида КВД, проводимых на Тенгизе:

Краткие (6-12 часов) испытания, проводимые в конце работ эксплуатационного каротажа.

Длительные КВД испытания, которые длятся от 14 до 30 дней.

Краткосрочное испытание КВД является стандартным испытанием, проводимым в конце каждого проведения эксплуатационного каротажа. Так как эксплуатационный каротаж уже имеет манометр давления в качестве части инструментальной колонны, испытание не требует дополнительной работы по скважине. Данное испытание проводится путём фиксирования инструмента эксплуатационного каротажа по точкам в середине интервала перфорации во время работы скважины при стабильном режиме в течении нескольких часов. Затем скважина закрывается и показания восстановления давления контролируются в течение 6-12 часов. Времени испытания обычно достаточно для обеспечения оценки проницаемости околоствольной зоны скважины и скин-эффекта.

Длительная запись КВД требует установки манометров давления, работающих на батареях, на нижней части насосно - компрессорных труб. Затем скважину начинают эксплуатировать в течение одной или двух недель при одном постоянном или двух различных дебитах. После этого, скважина закрывается на срок от двух до четырех недель. Длительная запись КВД позволяет определить пластовое давление намного точнее, чем при краткосрочном испытании.

Импульсное испытание включает в себя замер измененного давления в одной скважине, вызванного изменением дебита в соседней скважине .

В исследуемой скважине регистраторы давления спускают в забой скважины. В действующей скважине, которая расположена рядом с исследуемой скважиной, уровень добычи первоначально поддерживается в стабильном режиме. Импульсы давления затем создаются в действующей скважине путем закрытия скважины и повторного запуска. Обычно несколько импульсов вводятся для создания отчетливого сигнала импульса давления, который можно легко обнаружить в исследуемой скважине.

Время ожидания определяется как время, затрачиваемое на движение импульса от действующей скважины до исследуемой. Время остановки используется для непосредственного подсчета проницаемости. Амплитуда показаний может быть использована для определения общего объема заполнения скважины.

Основное применение этого метода планируется для оценки проницаемости и пористости в краевых и фланговых частях месторождения, там, где преобладает наличие естественных трещин.

Другим использованием этого метода является испытание на присутствие интервалов с высокой проницаемостью в платформенной части Тенгизского коллектора, который оценивается для закачки кислого газа. Так как время простоя зависит от проницаемости, быстрое получение импульса между парами скважин может указывать на наличие интервала с высокой проницаемостью.

На сегодняшний день импульсное испытание было выполнено только по скважинам T-1K/T-103.

Процедура дебитометрии (PLT) заключается в движении инструмента по стволу скважины в целях сбора данных качественной характеристики коллектора (проницаемость) и определения профиля притока в скважину.

Данные, полученные в остановленной скважине, необходимы для изучения перетока в стволе, который может свидетельствовать о дифференциальной депрессии коллектора. Определяется максимальная глубина спуска приборов для того, чтобы избежать забивания глубинного расходомера шламом на забое скважины. Время проведения PLT в целях техники безопасности ограничивается продолжительностью светового дня. Из этих же соображений сокращаются периоды остановки и добычи скважин, необходимые для стабилизации процесса отбора нефти, что имеет важное значение, так как изменения в дебите снижают надёжность в профиле добычи, рассчитанного по данным PLT.

Данные многократных спуско-подъёмов, маркированные по глубине, могут быть воспроизведены как на экране компьютера в любой момент на протяжении каротажной операции, так и зарегистрированы на каротажной диаграмме.

Основой количественной интерпретации является график, где отображены скорости кабеля и вертушечного расходомера максимально в трёх зонах одновременно. С помощью компьютера выполняется линейная непропорциональная регрессия полученных данных в каждой из трёх зон как для спуска, так и для подъёма и далее производится расчёт профиля одно- или двухфазного притока.

В первую очередь рассчитывается скорость флюида, исходя из:

...