Мониторинг и оптимизация скважинной добычи аномальной нефти с использованием многофазной дебитометрии

Колонских, Александр Валерьевич

Автореферат диссертации по теме "Мониторинг и оптимизация скважинной добычи аномальной нефти с использованием многофазной дебитометрии"

На правах рукописи

ООЗАЬи ( I «->

КОЛОНСКИХ Александр Валерьевич

МОНИТОРИНГ И ОПТИМИЗАЦИЯ СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧИ АНОМАЛЬНОЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МНОГОФАЗНОЙ ДЕБИТОМЕТРИИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 2 0КТ 2009

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2009

003480770

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В .Плеханова (техническом университете).

Научный руководитель -доктор технических наук, профессор

Рогачев Михаил Константинович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Рузин Леонид Михайловичу кандидат технических наук

Алексеев Юрий Владимирович

Ведущее предприятие - Центр химической механики нефти АН РБ.

Защита диссертации состоится 29 октября 2009 г. в 14 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд. 1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 28 сентября 2009 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета д-р техн. наук, доцент

А.К.НИКОЛАЕВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Одной из актуальных проблем нефтяной промышленности является совершенствование методов контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений, направленных на создание новых технологий "интеллектуального месторождения". Особую актуальность это приобретает при разработке месторождений высоковязких нефтей, активные запасы которых в последние годы существенно возросли. Следует отметить, что такие нефти, помимо высоких абсолютных значений вязкости, обладают, как правило, свойствами аномальных (неньютоновских) жидкостей. Особые реологические свойства аномальной нефти (аномалии вязкости, вязкоупругие и тиксотропные свойства) существенно влияют на весь процесс разработки месторождения, что необходимо учитывать при создании технологий "интеллектуального месторождения".

В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке и совершенствованию технологий, мониторинга и оптимизации скважинной добычи аномальной нефти для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. В основе этих технологий находится диагностирование работы добывающих глубиннонасосных скважин с использованием многофазной дебитометрии и дальнейшая оптимизация режимов их работы с учетом и путем регулирования реологических свойств скважинной продукции.

Актуальность темы диссертационной работы подтверждается ее включением в план НИР №1.5.09 по заказу Федерального агентства по образованию РФ: «Теоретические и экспериментальные исследования реологических свойств и процессов фильтрации аномальных (неньютоновских) нефтей».

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации месторождений аномальных нефтей путем совершенствования и внедрения систем контроля и регулирования работы добывающих скважин на основе многофазной дебитометрии.

Идея работы заключается в оптимизации режимных параметров добывающих глубиннонасосных скважин на месторождениях

аномальных нефтей на основе их диагностирования с использованием многофазной дебитометрии, а также с учетом и путем регулирования реологических свойств скважинной продукции. Задачи исследований:

1. Выполнить экспериментальные исследования вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти и водонефтяных эмульсий Усинского месторождения в зависимости от температуры.

2. Изучить влияние вязкоупругих свойств нефти Усинского месторождения на фильтрацию в горной породе при пластовых условиях.

3. Выполнить анализ работы добывающих скважин на основе данных многофазной дебитометрии с использованием статистических методов обработки информации и разработать алгоритм диагностирования их работы.

4. Разработать методику определения взаимовлияния добывающих скважин на основе постоянных измерений дебита скважин с целью уточнения геологического строения пласта.

5. Построить математические модели добывающих скважин для разработки алгоритмов оптимизации режимных параметров их работы.

Методика исследований включала в себя комплекс экспериментальных исследований реологических свойств нефти Усинского месторождения и изучение ее фильтрации через образцы горной породы с моделированием пластовых условий, а также анализ работы добывающих скважин по данным промысловых измерений их дебита с использованием современных компьютерных технологий обработки информации. Научная новизна работы:

1. Выявлены новые закономерности проявления вязкоупругих свойств нефти Усинского месторождения, заключающиеся в том, что упругая компонента вязкости уменьшается с увеличением температуры от 5°С до критической, находящейся в интервале 15...30°С, и остается практически постоянной с дальнейшим увеличением температуры до 70°С. При этом, в области высоких температур (>60°С) упругая компонента вязкости становится соизмеримой с вязкой компонентой.

2. Установлена зависимость тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения от температуры, выражающаяся в усилении интенсивности их проявления при снижении температуры

от 40 до 5°С. Причем, при температурах ниже 15°С течение нефти сопровождается проявлением сверханомалии вязкости. 3. На основе методов статистической обработки информации установлены особенности изменения динамики дебита глубиннонасосных добывающих скважин по трем компонентам (нефть, вода и газ), характерные для их "нормальной работы".

Защищаемые научные положения:

1. Обнаруженные вязкоупругие свойства нефти Усинского месторождения в области температур (70...90°С), характерных для основной части продуктивных пластов, охваченных тепловыми методами воздействия, обеспечивают увеличение коэффициента подвижности нефти в горной породе при низких градиентах давления, что позволяет повысить коэффициент нефтеотдачи за счет применения циклических методов воздействия на продуктивный пласт.

2. Разработанный алгоритм мониторинга и оптимизации глубиннонасосных добывающих скважин с использованием многофазного бессепарационного расходомера «Спутник-Нефтемер МК10», позволяет диагностировать работу этих скважин на основе применения статистического и спектрального анализа, а также уточнять геологическое строение продуктивного пласта и гидродинамическую связь между скважинами, используя взаимно-корреляционный анализ.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаиий основана на теоретических и экспериментальных исследованиях, выполненных на высокоточном оборудовании с использованием естественных образцов породы-коллектора и моделированием пластовых условий, высокой воспроизводимостью полученных результатов и применением современных компьютерных технологий.

Практическая значимость работы:

1.' Предложена методика диагностирования работы добывающих скважин на основе статистического анализа их дебита, измеряемого с использованием многофазного бессепарационного расходомера «Спутник-Нефтемер МК10».

2. Обоснована возможность применения взаимно-корреляционного анализа постоянных замеров дебитов скважин для оценки их взаимовлияния, уточнения геологического строения пласта и контроля за разработкой отдельных участков месторождения.

3. Разработана методика исследования реологических свойств (вязкоупругих и тиксотропных) нефтей на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1, используя динамический режим измерения.

4. Разработаны математические модели работы добывающих скважин, которые использовались при создании тренажера-имитатора эксплуатации и освоения скважин «АМТ-601».

5. Материалы диссертационной работы могут быть использованы в учебном процессе при чтении лекций по дисциплинам «Особенности разработки и эксплуатации залежей аномально-вязких нефтей», «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов», «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» студентам специальности 13.05.03 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Апробация работы. Основные положения, результаты экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на IX-ой международной молодежной научной конференции "СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2008" (г. Ухта, Ухтинский государственный технический университет, 2008); 19-ой международной научно-технической конференции «Новые методы и технологии нефтяной геологии, бурения, разработки нефтяных и газовых месторождений» (Польша, г. Закопане, 2008); XIII Международном научном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, Томский политехнический университет, 2009); XXI Международной научно-технической конференции «Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии» Реактив-2008 (г. Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2009); Межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, Ухтинский государственный технический университет, 2008); ежегодных международных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный институт (ТУ), 2007, 2008, 2009).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 1 по рекомендованному списку изданий ВАК.

Структура и объем диссертационной работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 117 наименований, и приложений. Материал диссертации изложен на 161 страницах машинописного текста, включает 11 таблиц, 60 рисунков и 2 приложения.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю профессору Рогачеву М.К., сотрудникам ООО «Комплекс-ресурс», ЗАО «AMT» и ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», а также сотрудникам кафедры РНГМ СПГГИ(ТУ) за помощь в подготовке диссертационной работы.

Исследования были поддержаны персональным грантом правительства Санкт-Петербурга.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается ее актуальность, определяются цель, идея, задачи, излагаются защищаемые положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе обоснована перспективность разработки месторождений с высоковязкой нефтью. При этом отмечено, что большинство высоковязких нефтей обладают свойствами аномальных (неньютоновских) жидкостей.

По результатам оценки состояния и перспектив разработки месторождений высоковязких нефтей в России и мире выявлены основные направления развития, в том числе создание технологий "интеллектуальной скважины" и "интеллектуального месторождения".

Исследования в рамках поставленных задач выполнены на примере пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, которая является крупнейшей на северо-западе РФ. Данная залежь характеризуется крайне неоднородным строением карбонатного коллектора трещинно-кавернозно-порового типа, а ее нефть -высокой вязкостью (в пластовых условиях ~ 710 мПа-с) и большим содержанием асфальто-смолистых веществ (>23%).

Во второй главе представлены результаты реологических и фильтрационных исследований нефти Усинского месторождения.

Для создания технологии "интеллектуальной скважины" необходимо рассматривать единую систему пласт-скважина-насос с учетом реологических параметров пластовых флюидов и особенностей их фильтрации в продуктивном пласте. Это особенно актуально для месторождений с аномальными нефтями.

Большой вклад в изучение реологических особенностей аномальных нефтей внесли многие ученые, в том числе Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Гейман М.А., Глумов И.Ф., Девликамов В.В., ДытюкЛ.Т., ЗейгманЮ.В., КабировМ.М., Мирзаджанзаде А.Х., Нежевенко В.Ф., Рогачев М.К., Рузин Л.М., Султанов Б.И., Фоменко И.Е., Фридман P.A., Фукс Г.И., Хабибуллин З.А., Цветков В.И. и многие другие.

Широкомасштабные реологические исследования аномальных нефтей проводились в 70-80х годах прошлого столетия. В настоящее время интерес к этим исследованиям значительно возрос, при этом появилась современная измерительная аппаратура, которая предоставляет новые возможности для более глубокого изучения реологического поведения таких нефтей. Проведенные нами исследования с применением ротационного вискозиметра Rheotest RN4.1, позволили уточнить реологическую модель нефти Усинского месторождения, в частности, выявить новые закономерности проявления вязкоупругих и тиксотропных свойств.

Для определения вклада вязкой и упругой составляющей в эффективную вязкость усинской нефти была разработана методика исследования ее вязкоупругих свойств на основе динамических измерений, которая заключается в том, что испытуемый образец подвергают осциллирующим напряжениям сдвига и измеряют деформацию. В процессе проведения динамических испытаний, задавшись определенной амплитудой изменения напряжения сдвига т0 и частотой колебаний ( / = со/г-л), определяют угол сдвига фаз (5)

между напряжением и деформацией (для идеально твердого тела 5=0°, для ньютоновской жидкости 8=90°, для вязкоупругих жидкостей 0<5<90°) и максимальную деформацию у о- Используя полученные данные, определяют комплексную вязкость ц, которая отражает общее сопротивление динамическому сдвигу. Ее можно разложить на две компоненты - запасенную (мнимую) вязкость ц" (упругая компонента)

и динамическую вязкость р.' (вязкая компонента).

И

-•sin¿>; fx"-■

•cosí.

Го-О) г о ■ ю Г 0 • ®

Реологические исследования усинской нефти проводились в режиме динамических испытаний при температурах от 5 до 70°С. Анализ результатов исследований показал, что при высокой температуре (60.. ,70°С) угол сдвига фаз доходит до 50°, что говорит о высокой доле упругой компоненты в общей вязкости нефти (рис. 1).

90 л

. 80-

» 70-1

50-

..i..."?...J..

--► 0,8 Гц i Л> , < /

□ —С12,2 Гц

- Л-й 3,7 Гц ^--->7 5,1 Гц О—О 6,5 Гц i V ■ > i i i v

О---О 8,0 Гц

■ I ■ I ■ i ■ i ■ i ■ i ■ i

Комплексная вязкость Вязкая компонента А Упругая компонента

0 10 20 30 40 50 60 70 Температура, °С

Рисунок 1 - Зависимость угла сдвига фаз от температуры при различных частотах колебаний усинской нефти в режиме динамических испытаний

20 30 40 50 60 Температура, "С

Рисунок 2 - Зависимость комплексной вязкости усинской нефти и ее компонент (вязкой и упругой) от температуры (при 6,5 Гц)

Как видно из рисунка 1 интенсивность проявления упругих свойств усинской нефти зависит от частоты колебаний в режиме динамических испытаний. При низкой частоте колебаний (<2 Гц) упругие свойства нефти исчезают при температурах выше 40°С, что соответствует результатам исследований, проведенных в ПечорНИПИнефть. Однако при более высокой частоте колебаний увеличение температуры приводит к росту интенсивности проявления вязкоупругих свойств нефти. На рисунке 2 приведена зависимость изменения комплексной вязкости усинской нефти и ее компонент (вязкой и упругой) от температуры (при 6,5 Гц), которую можно разделить на две температурные области. В области высоких температур (18...70°С) упругая компонента вязкости остается практически постоянной (около 450 мПа*с). При этом с ростом температуры, на фоне интенсивного уменьшения вязкой компоненты, увеличивается доля упругой компоненты в комплексной вязкости. Вязкоупругие свойства нефти в этой области обусловлены содержанием в ней наиболее

высокомолекулярных компонентов - смол и асфальтенов, последние из которых способны образовывать в нефти пространственную "структуру" коагуляционного типа (по классификации акад. П.А. Ребиндера). Подобную структуру нельзя рассматривать как жесткий пространственный каркас, более корректно говорить о мгновенно возникающих и разрушающихся структурах, прочность которых зависит от баланса сил, действующих в системе. В области низких температур (5...18°С) абсолютная величина упругой компоненты вязкости начинает интенсивно расти с уменьшением температуры, что, на наш взгляд, связано с образованием в нефти более прочной пространственной структуры коагуляционно-кристаллизационного типа. Новообразовавшаяся структура обладает большой упругой энергией, причем с уменьшением температуры прочность структуры увеличивается. При этом, упругая компонента на порядок ниже вязкой компоненты, а ее доля в комплексной вязкости незначительна. Критическая температура, при которой происходит изменение типа пространственной структуры в нефти, зависит от частоты колебаний и находится в диапазоне 15...30°С.

Выполненные реологические исследования позволили обнаружить, что усинская нефть при определенных температурных условиях способна проявлять тиксотропные свойства. Исследования тиксотропных свойств проводились по стандартной методике, которая заключается в увеличении скорости сдвига до 300 1/с -"прямой ход", ожидании полного разрушения структуры и уменьшении скорости сдвига до нуля - "обратный ход" (рис. 3).

350

язоо

«"250

X

§200 и

¿150 и

Я-100

о

50

40°С 30°С 20°С 1 10°С /'и'.

44/ /. Л /1----1 — Г'* у

ПП/у

„ 160

О 200 400 600 800 1000 1200 14 Напряжение сдвига, Па

Рисунок 3 - Реологические линии "прямого и обратного хода" для усинской нефти

20 30 40 50 Температура, °С

Рисунок 4 - Зависимость энергии тиксотропии от температуры для усинской нефти

При низких температурах (<15°С) был выявлен нехарактерный вид реологической линии "прямого хода" в области высоких скоростей сдвига (см. рис. 3, участок АВ). Как видно из рисунка 3, в этой области одному значению напряжения сдвига соответствуют две скорости сдвига. Подобные реологические линии были получены в Уфимском нефтяном институте при исследовании высокосмолистых нефтей Волго-Уральского региона и высокопарафинистых нефтей Западного Казахстана, где причиной получения реограмм такого вида называлось проявление сверханомальных свойств исследуемой системы. Для вязкоупругой нефти Усинского месторождения подобные реологические линии получены впервые, а то обстоятельство, что это зафиксировано при низких температурах, свидетельствует о высокой интенсивности проявления упругих свойств нефти с пространственной структурой коагуляционно-кристаллизационного типа.

Проведенные исследования тиксотропных свойств показали несовпадение линий "прямого и обратного хода" с получением так называемой петли гистерезиса. Площадь петли гистерезиса, заключенная в пределах единого цикла измерений, определяет величину энергии тиксотропии, которая выражается количеством энергии, необходимой для разрушения тиксотропной структуры в единице объема исследуемой жидкости. В результате исследований выявлено, что с увеличением температуры от 5 до 40°С тиксотропные свойства усинской нефти уменьшаются, вплоть до полного исчезновения (см. рис. 4).

Учитывая интенсивный рост обводненности продукции добывающих скважин, который может привести к образованию высоковязких водонефтяных эмульсий в ее стволе и существенно повлиять на показатели работы глубиннонасосного оборудования, были проведены исследования реологических свойств водонефтяных эмульсий, приготовленных на основе усинской нефти.

В результате исследований вязкоупругих свойств водонефтяных эмульсий отмечено качественное сходство температурной зависимости упругой компоненты вязкости водонефтяной эмульсии и нефти, при этом критическая температура, ниже которой начинается увеличение упругой компоненты, смещается в сторону более высоких температур.

Установлены границы возможного образования высоковязких

водонефтяных эмульсий с максимальным проявлением тиксотропных свойств: содержание водной фазы в эмульсии -20...45%, температура - ниже 40°С. При эксплуатации скважин в подобных условиях необходимо обращать особое внимание на подбор оборудования, выбор режима ее работы и определение допустимого времени простоя скважин.

Фильтрационные исследования нефти Усинского месторождения проводились на установке оценки качества повреждения пласта FDES-645 (Coretest Systems Corporation) с моделированием пластовых термобарических условий. В качестве образца породы-коллектора использовался песчаник с проницаемостью по газу 0,4 мкм2.

Результаты фильтрационных исследований показали, что при температуре 70°С снижение создаваемой на керн депрессии в области низких градиентов давления приводит к резкому увеличению коэффициента подвижности усинской нефти (рис. 5), что, на наш взгляд, связано с проявлением упругих свойств нефти.

0

я

с.

3

1

2

m

■г

0 1000 2000 3000 4000 5000

Градиент давления, кПа/м

Рнсунок 5 - Зависимость подвижности усинской нефти от градиента давления при различных температурах в образце песчаника проницаемостью 0,4 мкм2 Оценка коэффициента вытеснения нефти Усинского месторождения пластовой водой при различных температурах и градиентах давления позволила установить, что в области температур ниже 60°С увеличение градиента давления позволяет повысить коэффициент вытеснения более чем на 4%, что связано с разрушением тиксотропной структуры в нефти и увеличением ее подвижности. А при более высоких температурах подобное увеличение градиента давления наоборот -снижает коэффициент вытеснения более чем на 4%, что вызвано проявлением упругих сил (табл. 1).

Таким образом, проведенные исследования показывают

возможность регулирования реологических свойств аномальной нефти путем оптимизации режима работы скважины и применения термоциклического воздействия.

Таблица 1 - Коэффициент вытеснения усинской нефти пластовой водой из образца породы (песчаник 0,4 мкм2) в зависимости от градиента давления и температуры

Температура, °С Коэффициент вытеснения (д.е.) при градиентах давления (кПа/м)

460 2300 4600

30 0,32 0,36 0,33

40 0,39 0,43 0,40

50 0,48 0,50 0,46

60 0,57 0,57 0,54

70 0,66 0,63 0,61

80 0,72 0,70 0,68

Третья глава посвящена описанию особенностей и принципа действия многофазного бессепарационного расходомера «Спутник -Нефтемер МК10», внедренного на Усинском месторождении, и мониторингу работы добывающих скважин на основе его показаний.

Проблема контроля производительности скважин на участке ПТВ-3 Усинского месторождения была решена при помощи внедрения многофазных бессепарационных расходомеров «Спутник-Нефтемер МК10», разработанных компанией ООО «Комплекс-ресурс» (г. Санкт-Петербург).

Преимущество данного прибора заключается в том, что измерение дебита скважины по трем компонентам (нефть, вода и газ) производится одновременно по всем скважинам на кусте и постоянно во времени. Принцип работы данного прибора основан на облучении потока сырой нефти, движущейся по трубопроводу, узким пучком прямого гамма-излучения радионуклида Цезий-137 и детектировании образовавшегося вторичного гамма-излучения с последующей обработкой полученной информации на основе нейронных сетей. Внедрение данного прибора создает уникальную базу для создания "интеллектуальных скважин".

Мониторинг работы более 200 скважин осуществлялся в период с июля 2007г. по сентябрь 2008г. В результате обнаружено, что каждый способ эксплуатации скважин имеет характерное изменение во времени (т.е. динамику) дебита по жидкости. При этом по некоторым скважинам наблюдались отклонения в режиме их работы, такие как повышенные колебания дебита, снижение или

увеличение подачи насоса. Важно отметить, что зависимость динамики обводненности и дебита по газу от способа эксплуатации не была обнаружена, так как эти параметры больше зависят от процессов, происходящих в пласте. Поэтому, на наш взгляд, анализ динамики дебита скважины по жидкости позволит диагностировать отклонения в режиме их работы, а анализ динамики обводненности и дебита по газу - обнаруживать изменения в пластовой системе.

Участок ПТВ-3 Усииского месторождения разрабатывается с применением тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов. При этом возникает необходимость постоянного контроля за процессом теплового воздействия на продуктивный пласт путем мониторинга работы добывающих скважин. С этой целью была разработана соответствующая методика. В качестве сравнительного параметра было принято удельное газосодержание нефти (объем газа, приведенный к единице добытой нефти). В идеальном случае данный параметр должен быть равен газовому фактору по залежи. Но по результатам мониторинга работы добывающих скважин было выявлено, что значения удельного газосодержания по пермо-карбоновой залежи изменяются в широких пределах. При этом 80% всех скважин работают со средним значением удельного газосодержания 5...7 м3/т (приведенного к давлению и температуре на устье скважины), а 20% скважин - с явно завышенными значениями удельного газосодержания. После выделения на карте расположения скважин с завышенным удельным газосодержанием было выявлено, что большинство из них сосредоточено в двух зонах (первая зона в северной части участка ПТВ-3, вторая зона в центральной части ПТВ-3), которые приурочены к участкам разуплотнения. При анализе каждой зоны в отдельности обнаружено, что многие скважины реагируют на периодическую закачку пара в нагнетательные скважины увеличением удельного газосодержания, но были и такие скважины (расположенные в области интенсивной закачки пара), по которым реакция на закачку пара не обнаружена. Это еще раз подтверждает сложное строение пермо-карбоновой залежи и неоднородность ее продуктивных пластов. Отмеченное аномальное повышение газосодержания в области интенсивной закачки пара, на наш взгляд, может быть связано с гидролизом карбонатных пород и последующим

выделением углекислого газа, а также выделением из горной породы сорбированного в ней углеводородного газа.

В четвертой главе приведены результаты статистического анализа работы добывающих скважин по данным многофазной дебитометрии, на основе которых предложен комплексный алгоритм обработки данных, получаемых с помощью многофазного бессепарационного расходомера «Спутник - Нефтемер МК10».

Развитием передовых компьютерных технологий в области нефтегазовой промышленности, в частности, диагностированием системы пласт-скважина, занимались многие ученые, в том числе Аббасов A.A., Байков И.Р., Бахтизин Р.Н., Волков М.Г., Гаджиев М.А., Жильцов В.В., Закирничная М.М., Иваненко Б.П., Мирзаджанзаде А.Х., Муляк В.В., Пашали A.A., Сулейманов A.A., Хасанов М.М., Шахвердиев А.Х. и другие.

Диагностирование отклонений в режиме работы добывающих скважин - очень сложная задача, так как каждый способ эксплуатации имеет характерную особенность работы. Более того, процесс диагностирования зависит от типоразмера оборудования. В связи с этим, на основе вышеприведенных результатов мониторинга работы скважин, были проведены более детальные промысловые исследования скважин, оборудованных установкой электровинтового насоса (УЭВН) с номинальной производительностью 25 м3/сут и установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) с номинальной производительностью 30 и 80 м3/сут.

Диагностирование конкретного режима работы добывающих скважин с проявлением различных осложнений - достаточно сложная задача, поэтому распознавание проводилось по признаку "нормальная работа" и "проявление отклонений".

На основе изучения развития осложнений во времени и анализа статистических данных были выявлены критерии, позволяющие диагностировать работу скважин, оборудованных насосами вышеуказанных типоразмеров. Статистические параметры динамики дебита жидкости, характеризующие "нормальную работу" скважины, представлены в таблице 2. Из таблицы видно, что амплитуда колебаний дебита скважин с УЭЦН в несколько раз больше, чем при эксплуатации УЭВН, причем с ростом номинальной производительности насоса амплитуда колебаний увеличивается. Это, на наш взгляд, связано с аномальными

реологическими свойствами нефти Усинского месторождения, так как центробежный насос более восприимчив к вязкости

откачиваемой продукции, чем винтовой.

Таблица 2 - Статистические параметры динамики массового дебита _скважин по жидкости, характеризующие "нормальную работу"

Параметры Величина параметров для насосов типа

УЭВН-25 УЭЦН-30 УЭЦН-80

Среднее значение, т/сут 22-30 - -

Стандартное отклонение, т/сут <1,5 <5 <9

Разброс данных, т/сут <6 <15 <50

Выявлено, что гистограмма распределения мгновенного дебита по жидкости большинства скважин, попадающих в область "нормальной работы" (см. табл. 2), описывается нормальным законом распределения. Скважины, которые работают вне этой области, характеризуются отклонением закона распределения от нормального, что также может являться диагностическим критерием.

Рисунок 6 - Спектрограмма массового дебита скважин по жидкости:

а - скважина, оборудованная УЭВН-25; б - скважина, оборудованная УЭЦН-30. Дополнительным диагностическим критерием является форма спектрограммы дебита скважины по жидкости. Обнаружено, что "нормальная работа" скважин с УЭВН характеризуется низкочастотной и низкоамплитудной формой спектра (см. рис. 6,а), для скважин с УЭЦН форма спектра также является низкочастотной, но амплитудные характеристики намного больше, чем при эксплуатации УЭВН (см. рис. 6,6). Появление в спектрограмме высокочастотных гармоник свидетельствует о различных отклонениях в работе добывающих скважин (см. рис. 6, а,б)

По анализу динамики дебита по газу и обводненности

продукции во времени можно зафиксировать появление изменений в пластовой системе. Для этого предложено контролировать статистические параметры (среднее значение, мода и медиана), которые при появлении изменений в пластовой системе будут отклоняться от среднего значения. При этом использование только статистического анализа не позволяет в полном объеме отслеживать особенности динамики изменения обводненности и дебита по газу. Для этой цели необходимо проведение частотного анализа сигналов. Так как при обнаружении изменений в пластовой системе необходимо оценивать рассчитанные параметры во времени, то необходимо использовать ЗБ временную спектрограмму.

Полученные диагностические критерии на основе статистического и спектрального анализа позволяют определять отклонения в режиме работы добывающих скважин и появление изменений в пластовой системе по признаку "нормальная работа" и "проявление отклонений".

Диагностирование работы каждой скважины в отдельности - очень важная задача, но нельзя отделять работу одной скважины от другой, так как нефтяной пласт - это единая система. Поэтому был разработан способ оценки взаимовлияния скважин на основе применения взаимнокорреляционной функции (ВКФ) при анализе динамики их дебитов, позволяющий определять степень взаимовлияния скважин, время реагирования одной скважины на другую, а также уточнять геологическое строение нефтяной залежи.

На основе применения ВКФ было рассмотрено взаимодействие скважин по участку ПТВ-3 Усинского месторождения. Полученные результаты в целом подтверждают начальное геологическое строение залежи, однако некоторые данные свидетельствуют о более сложном ее строении. Например, выявлены случаи, когда скважины, добывающие нефть с разных объектов, отличаются хорошим взаимным влиянием. И наоборот, скважины на одном эксплуатационном объекте не влияют друг на друга.

На основе диагностирования работы скважин, оценки их взаимовлияния и реологических особенностей нефти был предложен комплексный алгоритм обработки данных работы многофазного бессепарационного расходомера «Спутник - Нефтемер МК10»,

позволяющий повысить эффективность скважинной добычи аномальной нефти. Принципиальная схема мониторинга и оптимизации скважинной добычи аномальной нефти представлена на рисунке 7.

Суть предложенного алгоритма заключается в следующем: производится предварительная оценка промысловой информации, при которой выделяются скважины с неисправно работающим измерительным прибором. Далее производится подготовка исходной информации и анализ динамики дебита скважин по вышеуказанным методикам с разделением на "нормальную работу" и "проявление отклонений". Скважины, на которых обнаружены отклонения, предложено оптимизировать при помощи математической модели добывающих скважин. С этой целью были разработаны математические модели фонтанной скважины и скважины, оборудованной УЭЦН, которые можно адаптировать к конкретным геолого-физическим и технологическим условиям разработки нефтяного месторождения.

Полученные математические модели использовались при создании тренажера-имитатора эксплуатации и освоения скважин «АМТ-601» (ЗАО «AMT», г. Санкт-Петербург), который позволяет отрабатывать профессиональные навыки по освоению, эксплуатации и проведению гидродинамических исследований скважин с возможностью моделирования различных осложнений и аварий.

Рисунок 7 - Принципиальная схема мониторинга и оптимизации скважинной добычи аномальной нефти с использованием многофазного дебитомера

Основные выводы и рекомендации

1. При решении проблем совершенствования методов контроля и регулирования разработки месторождений аномальных (неньютовских) нефтей, в том числе при создании технологий "интеллектуального месторождения", необходимо учитывать особые реологические свойства этих нефтей (аномалии вязкости, вязкоупругие и тиксотропные свойства).

2. На примере нефти Усинского месторождения установлены новые закономерности проявления вязкоупругих и тиксотропных свойств аномальных нефтей при изменении температуры, которые необходимо учитывать в процессе разработки нефтяных месторождений, а также при обосновании методов увеличения нефтеотдачи пластов.

3. Выявлены границы возможного образования высоковязких водонефтяных эмульсий при добыче аномальных нефтей с максимальным проявлением тиксотропных свойств: содержание водной фазы в эмульсии - 20...45%, температура - ниже 40°С. При эксплуатации скважин в подобных условиях необходимо обращать особое внимание на подбор оборудования, выбор режима его работы и определение допустимого времени простоя скважин.

4. На основе промысловых исследований по мониторингу и анализу работы добывающих скважин с использованием многофазного бессепарационного расходомера «Спутник - Нефтемер МК10», проведенных в 2007-2008 гг. на участке ПТВ-3 Усинского месторождения, получены следующие результаты:

• выявлены диагностические критерии, позволяющие определять отклонения в режиме работы добывающих скважин и появление изменений в пластовой системе по признаку "нормальная работа" и "проявление отклонений", используя статистический и спектральный анализ динамики их дебита;

• обоснована высокая эффективность применения взаимно корреляционной функции при анализе динамики дебитов скважин, как метода определения степени взаимовлияния скважин и уточнения геологического строения нефтяной залежи;

• обнаружены повышенные значения удельного газосодержания по скважинам, расположенным в области активной закачки пара, что связанно, на наш взгляд, с гидролизом карбонатных пород и

последующим выделением углекислого газа, а также выделением из горной породы сорбированного в ней углеводородного газа, что можно использовать в качестве мониторинга паротеплового воздействия на продуктивный пласт.

5. По данным теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработан алгоритм мониторинга и оптимизации скважинной добычи аномальных нефтей с использованием многофазной дебитометрии, позволяющий повысить эффективность эксплуатации скважин в осложненных условиях разработки месторождений таких нефтей.

Содержание диссертации отражено в следующих печатных работах:

1. РогачевМ.К. Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения/ М.К. Рогачев, A.B. Колонских// Нефтегазовое дело. - 2009. - Т.7. - № 1. - С.37-42.

2. Колонских A.B. Применение многофазных расходомеров постоянного действия при анализе и контроле разработки месторождений аномально-вязких нефтей/ A.B. Колонских, М.К. Рогачев, A.B. Петухов// Материалы VIII конгресса нефтегазопромышденников России «Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов»: научные труды - Уфа, 2009. - С. 176-181.

3. Колонских A.B. Диагностирование добывающих скважин при помощи многофазных расходомеров постоянного действия/ A.B. Колонских, М.К. Рогачев, М.И. Кузьмин// Труды XIII Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» - Томск: Изд. ТПУ, 2009. - С. 446-448.

4. Колонских A.B. Определение вязкоупругих свойств нефти Усинского месторождения/ A.B. Колонских, A.B. Максютин, А.Р. Мавлиев// Материалы региональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей» - Ухта: УГТУ, 2009. -С. 162-165.

5. Колонских A.B. Диагностирование технического состояния скважины по динамике изменения дебита/ A.B. Колонских, М.К. Рогачев// Материалы XIX Международной научно-технической конференции «New Methods and Technologies in Petroleum Geology, Drilling and Reservoir Engineering», AGH - Закопане (Польша), 2008. - С. 365-369.

6. Колонских A.B. Моделирование эксплуатации добывающих скважин/ A.B. Колонских, М.К. Рогачев// IX международная научная конференция «Севергеоэкотех-2008»: материалы конференции (2008 г., Ухта): в 3 ч.; ч.2. - Ухта: УГТУ, 2008. - С. 263-266

РИЦ СПГГИ. 23.09.2009. 3.496. Т.100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Колонских, Александр Валерьевич

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1 ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АНОМАЛЬНЫХ НЕФТЕЙ В РОССИИ И МИРЕ.

1.1 Классификация нефтей по вязкости и плотности.

1.2 Состояние и перспективы добычи высоковязких нефтей в мире.

1.3 Месторождения высоковязких нефтей России.

1.4 Геолого-физическая характеристика Усинского месторождения.

1.4.1 Литолого-физическая характеристика продуктивных пластов.

1.4.2 Физико-химическая характеристика нефти Усинского месторождения.

1.5 Текущее состояние разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

1.6 Анализ текущего состояния разработки участка ПТВ-3.

1.6.1 Характеристика показателей разработки.

1.6.2 Оценка эффективности площадной закачки пара.

1.7 Перспективы создания технологий «интеллектуального месторождения».

Выводы к главе 1.

2 ИЗУЧЕНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ НЕФТИ УСИНСКОГО МЕТОСРОЖДЕНИЯ.

2.1 История изучения реологических свойств аномальных нефтей.

2.2 Методика проведения реологических исследований.

2.2.1 Методика исследования вязкоупругих свойств.

2.2.2 Методика исследования тиксотропных свойств.

2.2.3 Методика приготовления водонефтяной эмульсии.

2.3 Результаты исследований вязкоупругих свойств нефти и водонефтяной эмульсии.

2.3.1 Исследование вязкоупругих свойств нефти Усинского месторождения.

2.3.2 Исследование вязкоупругих свойств водонефтяной эмульсии.

2.4 Результаты исследований тиксотропных свойств нефти водонефтяных эмульсий.

2.4.1 Исследование тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения.

2.4.2 Исследование тиксотропных свойств водонефтяной эмульсии.

2.5 Микроскопические исследования водонефтяной эмульсии.

2.6 Методика проведения фильтрационных исследований.

2.6.1 Подготовка образцов керна к фильтрационным исследованиям

2.6.2 Фильтрационные исследования.

2.7 Результаты фильтрационных исследований.

2.7.1 Изучение фильтрации вязкоупрутой нефти через керн.

2.7.2 Определение коэффициента вытеснения вязкоупругой нефти.

2.8 Регулирование реологических свойств скважинной добычи.

Выводы к главе 2.

3 МОНИТОРИНГ РАБОТЫ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ ПОКАЗАНИЙ МНОГОФАЗНОГО РАСХОДОМЕРА.

3.1 Особенности и принцип действия многофазного бессепарационного расходомера «Спутник - Нефтемер МК10».

3.2 Особенности динамики работы глубиннонасосных скважин,.

3.3 Контроль пароциклического воздействия на нефтяной пласт с использованием многофазной дебитометрии.

Выводы к главе 3.

4 РАЗРАБОТКА ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АНОМАЛЬНОЙ НЕФТИ.

4.1 Перспективы применения современных компьютерных технологий для оптимизации процесса разработки нефтяных месторождений.

4.2 Диагностика работы добывающих скважин.

4.2.1 Методика диагностики добывающего фонда скважин.

4.2.2 Изучение количественных характеристик динамики работы добывающих скважин.

4.3 Анализ разработки месторождений на основе непрерывных измерений дебита скважин.

4.3.1 Особенности и перспективы использования взаимно-корреляционного анализа динамики дебитов скважин.

4.3.2 Определение гидродинамической взаимосвязи между скважинами участка ПТВ-З пермо-карбоновой залежи.

4.4 Применение математических моделей добывающих скважин для повышения эффективности их работы.

4.4.1 Разработка математических моделей добывающих скважин.

4.4.2 Применение математических моделей добывающих скважин в учебном процессе.

4.5 Разработка алгоритмов мониторинга и оптимизации скважинной добычи.

Выводы к главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Мониторинг и оптимизация скважинной добычи аномальной нефти с использованием многофазной дебитометрии"

Актуальность темы. Одной из актуальных проблем нефтяной промышленности является совершенствование методов контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений, направленных на создание новых технологий "интеллектуального месторождения". Особую актуальность это приобретает при разработке месторождений высоковязких нефтей, активные запасы которых в последние годы существенно возросли. Следует отметить, что такие нефти, помимо высоких абсолютных значений вязкости, обладают, как правило, свойствами аномальных (неньютоновских) жидкостей. Особые реологические свойства аномальной нефти (аномалии вязкости, вязкоупругие и тиксотропные свойства) существенно влияют на весь процесс разработки месторождения, что необходимо учитывать при создании технологий "интеллектуального месторождения".

В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке и совершенствованию технологий, мониторинга и оптимизации скважинной добычи аномальной нефти для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. В основе этих технологий находится диагностирование работы добывающих глубиннонасосных скважин с использованием многофазной дебитометрии и дальнейшая оптимизация режимов их работы с учетом и путем регулирования реологических свойств скважинной продукции.

Актуальность темы диссертационной работы подтверждается ее включением в план НИР №1.5.09 по заказу Федерального агентства по образованию РФ: «Теоретические и экспериментальные исследования реологических свойств и процессов фильтрации аномальных (неньютоновских) нефтей».

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации месторождений аномальных нефтей путем совершенствования и внедрения систем контроля и регулирования работы добывающих скважин на основе многофазной дебитометрии.

Идея работы заключается в оптимизации режимных параметров добывающих глубиннонасосных скважин на месторождениях аномальных нефтей на основе их диагностирования с использованием многофазной дебитометрии, а также с учетом и путем регулирования реологических свойств скважинной продукции.

Задачи исследований:

1. Выполнить экспериментальные исследования вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти и водонефтяных эмульсий Усинского месторождения в зависимости от температуры.

2. Изучить влияние вязкоупругих свойств нефти Усинского месторождения на фильтрацию в горной породе при пластовых условиях.

3. Выполнить анализ работы добывающих скважин на основе данных многофазной дебитометрии с использованием статистических методов обработки информации и разработать алгоритм диагностирования их работы.

4. Разработать методику определения взаимовлияния добывающих скважин на основе постоянных измерений дебита скважин с целью уточнения геологического строения пласта.

5. Построить математические модели добывающих скважин для разработки алгоритмов оптимизации режимных параметров их работы.

Методика исследований включала в себя комплекс экспериментальных исследований реологических свойств нефти Усинского месторождения и изучение ее фильтрации через образцы горной породы с моделированием пластовых условий, а также анализ работы добывающих скважин по данным промысловых измерений их дебита с использованием современных компьютерных технологий обработки информации.

Научная новизна работы:

1. Выявлены новые закономерности проявления вязкоупругих свойств нефти Усинского месторождения, заключающиеся в том, что упругая компонента вязкости уменьшается с увеличением температуры от 5°С до критической, находящейся в интервале 15.30°С, и остается практически постоянной с дальнейшим увеличением температуры до 70°С. При этом, в области высоких температур (>60°С) упругая компонента вязкости становится соизмеримой с вязкой компонентой.

2. Установлена зависимость тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения от температуры, выражающаяся в усилении интенсивности их проявления при снижении температуры от 40 до 5°С. Причем, при температурах ниже 15°С течение нефти сопровождается проявлением сверханомалии вязкости.

3. На основе методов статистической обработки информации установлены особенности изменения динамики дебита глубиннонасосных добывающих скважин по трем компонентам (нефть, вода и газ), характерные для их "нормальной работы".

Защищаемые научные положения:

1. Обнаруженные вязкоупругие свойства нефти Усинского месторождения в области температур (70.90°С), характерных для основной части продуктивных пластов, охваченных тепловыми методами воздействия, обеспечивают увеличение коэффициента подвижности нефти в горной породе при низких градиентах давления, что позволяет повысить коэффициент нефтеотдачи за счет применения циклических методов воздействия на продуктивный пласт.

2. Разработанный алгоритм мониторинга и оптимизации глубиннонасосных добывающих скважин с использованием многофазного бессепарационного расходомера «Спутник-Нефтемер МК10», позволяет диагностировать работу этих скважин на основе применения статистического и спектрального анализа, а также уточнять геологическое строение продуктивного пласта и гидродинамическую связь между скважинами, используя взаимно-корреляционный анализ.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций основана на теоретических и экспериментальных исследованиях, выполненных на высокоточном оборудовании с использованием естественных образцов породы-коллектора и моделированием пластовых условий, высокой воспроизводимостью полученных результатов и применением современных компьютерных технологий.

Практическая значимость работы:

1. Предложена методика диагностирования работы добывающих скважин на основе статистического анализа их дебита, измеряемого с использованием многофазного бессепарационного расходомера «Спутник-Нефтемер МК10» (Справка о проведении промысловых исследований приведена в приложении 1).

2. Обоснована возможность применения взаимно-корреляционного анализа постоянных замеров дебитов скважин для оценки их взаимовлияния, уточнения геологического строения пласта и контроля за разработкой отдельных участков месторождения.

3. Разработана методика исследования реологических свойств (вязкоупругих и тиксотропных) нефтей на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1, используя динамический режим измерения.

4. Разработаны математические модели работы добывающих скважин, которые использовались при создании тренажера-имитатора эксплуатации и освоения скважин «АМТ-601» (справка о внедрении приведена в приложении 2).

5. Материалы диссертационной работы могут быть использованы в учебном процессе при чтении лекций по дисциплинам «Особенности разработки и эксплуатации залежей аномально-вязких нефтей», «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов», «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» студентам специальности 13.05.03 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Апробация работы. Основные положения, результаты экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на IX-ой международной молодежной научной конференции "СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2008" (г. Ухта, Ухтинский государственный технический университет, 2008); 19-ой международной научно-технической конференции «Новые методы и технологии нефтяной геологии, бурения, разработки нефтяных и газовых месторождений» (Польша, г. Закопане, 2008); XIII Международном научном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, Томский политехнический университет, 2009); XXI Международной научно-технической конференции «Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии» Реактив-2008 (г. Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2009); Межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, Ухтинский государственный технический университет, 2008); ежегодных международных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный институт (ТУ), 2007, 2008, 2009).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 1 по рекомендованному списку изданий ВАК.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю профессору Рогачеву М.К., сотрудникам ООО «Комплекс-ресурс», ЗАО «АМТ» и ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», а также сотрудникам кафедры РНГМ СПГГИ (ТУ) за помощь в подготовке диссертационной работы.

Исследования были поддержаны персональным грантом правительства Санкт-Петербурга.

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АНОМАЛЬНЫХ НЕФТЕЙ В РОССИИ И МИРЕ

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Колонских, Александр Валерьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. При решении проблем совершенствования методов контроля и регулирования разработки месторождений аномальных (неньютовских) нефтей, в том числе при создании технологий "интеллектуального месторождения", необходимо учитывать особые реологические свойства этих нефтей (аномалии вязкости, вязкоупругие и тиксотропные свойства).

2. На примере нефти Усинского месторождения установлены новые закономерности проявления вязкоупругих и тиксотропных свойств аномальных нефтей при изменении температуры, которые необходимо учитывать в процессе разработки нефтяных месторождений, а также при обосновании методов увеличения нефтеотдачи пластов.

3. Выявлены границы возможного образования высоковязких водонефтяных эмульсий при добыче аномальных нефтей с максимальным проявлением тиксотропных свойств: содержание водной фазы в эмульсии — 20.45%, температура - ниже 40°С. При эксплуатации скважин в подобных условиях необходимо обращать особое внимание на подбор оборудования, выбор режима его работы и определение допустимого времени простоя скважин.

4. На основе промысловых исследований по мониторингу и анализу работы добывающих скважин с использованием многофазного бессепарационного расходомера «Спутник —НефтемерМКЮ», проведенных в 2007-2008 гг. на участке ПТВ-3 Усинского месторождения, получены следующие результаты:

• выявлены диагностические критерии, позволяющие определять отклонения в режиме работы добывающих скважин и появление изменений в пластовой системе по признаку "нормальная работа" и "проявление отклонений", используя статистический и спектральный анализ динамики их дебита;

• обоснована высокая эффективность применения взаимно корреляционной функции при анализе динамики дебитов скважин, как метода определения степени взаимовлияния скважин и уточнения геологического строения нефтяной залежи;

• обнаружены повышенные значения удельного газосодержания по скважинам, расположенным в области активной закачки пара, что связанно, на наш взгляд, с гидролизом карбонатных пород и последующим выделением углекислого газа, а также выделением из горной породы сорбированного в ней углеводородного газа, что можно использовать в качестве мониторинга паротеплового воздействия на продуктивный пласт.

5. По данным теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработан алгоритм мониторинга и оптимизации скважинной добычи аномальных нефтей с использованием многофазной дебитометрии, позволяющий повысить эффективность эксплуатации скважин в осложненных условиях разработки месторождений таких нефтей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Колонских, Александр Валерьевич, Санкт-Петербург

1. Акилов Ж.А. Нестационарные движения вязкоупругих жидкостей. Ташкент, изд-во "Фан" УзССР, 1982. 104с.

2. Аметов И.М. Состояние и проблемы освоения малых залежей/И.М. Аметов, В.К. Гомзиков //Нефтяное хозяйство, 1999 №3 стр. 2425

3. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин Л.М., Спиридонов Ю.А. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей, М.: Недра, 1985. - 205 с.

4. Анализ данных с помощью Microsoft Excel.: Пер. с англ. М.: Издательский дом "Вильяме", 2005. - 560 с.

5. Анализ недропользования в Республике Коми/ Л.З. Азимов, Г.И. Андреев, А.П. Боровинских, В.И. Гайдеек и др. Ухта: ТП НИЦ, 2000. 117с.

6. Антониади Г.Д, Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Антониади Г.Д, Гарушев А.Р, Ишханов В.Г. // Краснодар, Советская Кубань, 2000 г. 267 с.

7. Антониади Г.Д. Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей / Антониади Г.Д., Гарушева А.Р., Валуйский А.А., Симонов М.Е. / Состояние ресурсной базы ВВН России и перспективы их освоения // Краснодар, Советская Кубань, 2002 г. 312 с.

8. Антониади Д.Г. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи/ Д.Г. Антониади, А.А. Валуйский, А.Р. Гарушев//Нефтяное хозяйство, 1999 №1 стр. 16-23

9. Байбаков Н.К. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений / Байбаков Н.К. Гарушев А.Р. // Москва, Недра, 1988, 343 с.

10. Байков И.Р. Анализ временных рядов как метод прогнозирования и диагностики в нефтедобыче/И.Р.Байков, Е.А. Смородов, В.Г. Дееев //Нефтяное хозяйство, 2002 №2 стр. 71-74

11. Бартенев Г.М., Френкель С.Я. Физика полимеров. Л.: Химия, 1990.-432с.

12. Белов В.Г. Определение потимальных эксплуатационных параметров системынефтяной пласт-скважина-насос/В.Г. Белов, В.А. Иванов,

13. Х.Ц. Мусаев, и др. //Нефтяное хозяйство, 2004 №7 стр. 100-102

14. Бурже Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов /Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. // Москва, Недра, 1988, 424 с.

15. Бурханов Р.Н. Геология природных битумов и высоковязких нефтей: учебное пособие. / Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т.// Альметьевск, 2004. 80 с.

16. Владимиров И.В. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти/ И.В. Владимиров, Т.Г. Казаков, Р.Ф. Рафин и др. //Нефтепромысловое дело, 2004 №6 стр. 73-77

17. Габдулин Р.Ф. Эксплуатация скважин оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях/ Р.Ф. Габдулин// Нефтяное хозяйство, 2002 №4 стр. 62-64

18. Гаджиев М.А. Диагностика и прогнозирование нарушений эксплуатационных качеств скважин//Нефтяное хозяйство, 2006 №1 стр. 76-78

19. Гаджиев М.А. Способы оценки эксплуатационных качеств систем скважина-пласт //Нефтяное хозяйство, 2000 №4 стр. 22-25

20. Гафаров Ш.А. Капиллярное вытеснение неньютоновских нефтей водой и водными растворами химреагентов в различных типах пористых сред /Гафаров Ш.А. // Интервал, 2003, № 8. с.62 65.

21. Гафаров Ш.А. Физические процессы в добыче нефти. Основы реологии нефти / Гафаров Ш.А., Харин А.Ю., Шамаев Г.А. // Уфа, УГНТУ, 2000, 75 с.

22. Гумерский Х.Х. Компьютерная технология для оптимального управления процессом системной разработки нефтяных месторождений/Х.Х.Гумерский, А.Х. Шахвердиев, М.М. Максимов, Л.П. Рыбицкая //Нефтяное хозяйство, 2001 №10 стр. 44-47

23. Девликамов В.В. О структурной вязкости нефти. "Известия вузов", серия "Нефть и газ", 1967, №11, с. 97-99

24. Девликамов В.В. Хабибулин З.А. Физика пласта: Учебное пособие. Уфа: Изд. Уфимс. нефт. Ин-та, 1986. 82 с.

25. Девликамов В.В., Хабибулин З.А., Кабиров М.М. Аномальныенефти. М.: Недра, 1975. 168 с.

26. Джавадян А. А. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения/ А.А. Джавадян, В.Е. Гавура, В.И. Сафронов// Нефтяное хозяйство, 1998 №6 стр. 12-17

27. Джавдян А.А. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения/ А.А. Джавдян, В.Е. Гавура, В.И. Сафронов //Нефтяное хозяйство, 1998 №6 стр. 12-17

28. Диагностирование технологических процессов и принятие решений в нефтегазодобыче: Темат. сб. науч. тр. / Азерб. ин-т нефти и химии им. М. Азизбекова; Редкол.: А.Х. Мирзаджанзаде (отв. ред.) и др.. Баку: Азинефтехим, 1983. - 67 с.

29. Добеши И. Десять лекций по вейвлетам/ под ред. А.П. Петухова. -Ижевск : РХД, 2004. 463 с.

30. Дорохин В.П. Состояние и перспективы добычи тяжелых и битуминозных нефтей в мире/ В.П. Дорохин, А.О. Палий //Нефтепромысловое дело, 2004 №5 стр. 47-49

31. Жильцов В.В. Решение и развитие интеллектуальной технологии мониторинга и управления механизированным фондом скважин/В.В. Жилбцов, А.В. Дударев, В.П. Демидов и др. //Нефтяное хозяйство, 2006 №10 стр. 128-130

32. Зайнетдинов Р.И. Вейвлетный анализ и его применение в инженерном деле: Учебное пособие. -М.: МИИТ, 2001. 56с.

33. Закирничная М.М., Солодовников Д.С., Корнишин Д.В., Власов М.И. Применение теории вейвлетов и детерменированного хаоса для анализа технического состояния насосных агрегатов консольного типа/ Под ред. И.Р. Кузеева. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. - 95 с.

34. Иваненко Б.П. Нейросетевое моделирование процессов добычи нефти/Б.П. Иваненко, С.А. Проказов, А.Н. Парфенов //Нефтяное хозяйство,2003 №12 стр. 46-49

35. Ивановский В.Н. Некоторые результаты внедрения винтовых установок в нижневолжском регионе/ В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, B.C. Каштанов //Нефтепромысловое дело, 2002 №10 стр. 35-37

36. Ильинский А.А., Мнацаканян О.С., Череповицын А.Е. Нефтегазовый комплекс Северо-Запада России: стратегический анализ и концепция развития. СПб.: Наука, 2006. -474 с.

37. Карпов В.Б. Интеллектуальная скважина будущее многопластовых месторождений//Нефтяное хозяйство, 2007 - №2 стр. 28-30

38. Ковшов В.Д. Моделирование динамограммы станка-качалки/ В.Д. Ковшов, С.В. Светлакова, М.Е. Сидоров //Нефтяное хозяйство, 2005 №11 стр.84-87

39. Короновский А.А., Храмов А.Е. Непрерывный вейвлетный анализ и его приложения. -М.: ФИЗМАТЛИТ, 2003. -176 с.

40. Крутин В.Н. Колебательные реометры. М.: Машиностроение, 1985. 160 с.

41. Кудинов В.И. Новые технологии повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями/ //Нефтяное хозяйство, 2002 №5 стр. 92-95

42. Кудинов В.И. Применение новых технологий разработки залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах/ В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, М.И.Дацик и др. //Нефтяное хозяйство, 1998 №3 стр. 30-34

43. Кудинов В.И. Регулирование теплового воздействия при разработке залежей высоковязкой нефти с послойной неоднородностью коллекторов/В.И. Кудинов, Н.В. Зубов, В.А. Савелбев //Нефтяное хозяйство, 1998 №3 стр. 37-39

44. Кудряшов С.И. Внедрение передовых технологий механизированной добычи в ОАО НК "Роснефть'УС.И. Кудряшов, С.Е. Здольник, В.А. Литвиненко и др. //Нефтяное хозяйство, 2006 №9 стр. 44-47

45. Ленин С.А. Телемеханизация станций управления/С.А. Ленин, А.С. Гордеев //Нефтяное хозяйство, 2002 №10 стр. 118-119

46. Максютин А.В. Экспериментальные исследования реологических свойств высоковязкой нефти при упругом волновом воздействии/ А.В. Максютин// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2009. №5 стр, 20-23

47. Малинецкий Г.Г. Математические основы смнергетики: Хаос, структуры, вычислительный эксперимент. Изд. 5-е. М.: Изд-во ЛКИ, 2007. -312 с.

48. Мандрик И.Э. Оценка и прогноз нефтеотдачи на основе моделирования нейронными сетями/И.Э. Мандрик, А.Х. Шахвердиев, И.В. Сулейманов //Нефтяное хозяйство, 2005 №10 стр. 36-39

49. Марынин В.Н. Использование програмного обеспечения для решения вопросов добычи нефти/В.Н. Марынин, Ю.А. Каледин, М.В. Житкова //Нефтяное хозяйство, 2002 №10 стр. 116-117

50. Масленников А.И. Прогнозирование кратности эффекта интенсификационной обработки газовой скважины с использованием нейронных сетей/ А.И.Масленников, Г.А. Поляков, В.Н. Рожков, А.Е. Шевелев //Нефтяное хозяйство, 2002 №11 стр. 109-110

51. Мирзаджанзаде А.Х. Исследование влияния барообработки на реологические свойства неньютоновских систем/ А.Х. Мирзаджанзаде, Г.И. Григоращенко, И.А. Швецов //Нефтяное хозяйство, 1977 №7 стр. 48-76

52. Мирзаджанзаде А.Х. Регулирование разработки нефтяного месторождения на основе спектрального анализа/ А.Х. Мирзаджанзаде, Э.И. Каракчиева //Нефтепромысловое дело, 2002 №4 стр. 18-21

53. Мирзаджанзаде А.Х. Физика нефтяного и газового пласта / Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. // М.: Недра, 1992, 272 с.

54. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Боксерман А.А. Новые перспетивные напрвления исследований в нефтегазодобыче// Нефтяное хозяйство. 1992. -№11. - с. 14-15.

55. Мирзаджанзаде А.Х., Керимов З.Г. Копейкис М.Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле. Ижевск: институт комплексных исследований, 2005 363 с.

56. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: "Недра", 1972. 198 с.

57. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: Недра, 1977

58. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. -Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. 368 с.

59. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамика, информация и нефтедобыча/ТГеология нефти и газа. -1995. № 7. С.4-84

60. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче: Системный анализ, диагноз, прогноз. -М: Наука, 1997. 254 с.

61. Мукук К.В., Элементы гидравлики релаксирующих аномальных систем. Ташкент, изд-во "Фан" УзССР, 1980. 116 с.

62. Муляк В.В. Анализ особенностей заводнения пермо-карбоновой залежи нефти Усинского месторождения по гидрохимическим данным // Нефтяное хозяйство, 2007. № 11. — стр. 109-111.

63. Муляк В.В. Геотехнологические основы анализа и контроля разработки нефтяных месторождений по промысловым гидрогеохимическим данным: Автореф. дис. докт. техн. наук. М.: Института проблем нефти и газа РАН, 2008. - 34с.

64. Муляк В.В. Состояние и пути повышения эффективности гидрохимического сопровождения разработки нефтяных месторождений/ В.В. Муляк, В.Д. Порошин, А.Г. Морозов //Нефтепромысловое дело, 2007 №3 стр. 30-37

65. Муляк В.В. Технология освоения залежей высковязких нефтей (Краткий обзор)/ В.В. Муляк, М.В. Чертенков //Нефтепромысловое дело, 2006 №1 стр. 15-19

66. Муслимов Р.Х. Влияние гравитационных лунно-солнечных приливов земной коры на добычу нефти /Р.Х. Муслимов, К.М. Мирзоев, Р.Г. Ахмадеев и др. //Нефтяное хозяйство, 2006 №8 стр. 111-115

67. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Учебное пособие. Казань, Издательство "Фэн" Академии наук РТ, 2005 688 с.

68. Нелиненйная динамика, фракталы и нейронные сети в управлении технологическими системами// Сб. статей под ред. Докт. Техн. Наук, проф. Кабалдин Ю.Г. Владивосток: Дальнаука, 2001. - 205 с.

69. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. М.: Недра, 1996. -448с.

70. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред М.: Недра, 1984. -232с.

71. Нусбаумер Г. Быстрое преобразование Фурье и алгоритмы вычисления сверток: Пер. с англ. М.: Радио и связь, 1985. - 248 с.

72. Оптимизация процессов нефтегазодобычи: Сб. науч. тр. / Азерб. ин-т нефти и химии им. М. Азизбекова; Редкол.: А.Х. Мирзаджанзаде (отв. ред.) и др.. Баку: Азинефтехим, 1987. - 80 с.

73. Основные положения программы комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона России до 2020 года/ ВНИГРИ, Санкт-Петербург, 2005. 276 с.

74. Прикладная синергетика II: Сб. научных трудов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - Т.2. - 285 с.

75. Рабек Я. Экспериментальные методы в химии полимеров: в 2-х частях. Пер. с англ. М.: Мир, 1983. - 384 с.

76. Ребиндер П.А. Избранные труды. Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика. М.: Наука, 1979. 382с.

77. Ребиндер П.А. Физико-химическая механика дисперсных структур. М.: Наука, 1966. 400с.

78. Рейнер М. Реология. М.: Наука, 1965. 224с.

79. Реофизические проблемы нефтегазопромысловой механики : Темат. сб. науч. тр. / Азерб. ин-т нефти и химии им. М. Азизбекова; Редкол.: А.Х. Мирзаджанзаде (отв. ред.) и др.. Баку : Азиннефтехим, 1988. - 60 с.

80. Рузин JI.M. Исследования влияния паротеплового воздействия на разработку карбонатных коллекторов/JI.M. Рузин, В.Н. Басков, Г.С. Гуревич //Нефтяное хозяйство, 1999 №9 стр. 42-44

81. Рузин Л.М. Пути повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов, насыщенных высоковязкой нефтью/ Л.М. Рузин, Л.В. Коновалова, В.А. Выборов// Нефтяное хозяйство, 1988 №4 стр. 37-40

82. Рузин JI.M. Развитие тепловых методов разработки на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения/ JI.M. Рузин, С.О. Урсегов //Нефтепромысловое дело, 2004 №4 стр. 37-41

83. Рузин JI.M. Технологические основы разработки неоднородных трещиноватых залежей, содержащих аномально вязкую нефть: Автореф. дис. докт. техн. наук. М.: ВНИИнефть, 2001. - 46с.

84. Рузин JI.M. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов/ JI.M. Рузин, И.Ф. Чупров; под редакцией Н.Д. Цхадая. -Ухта: УГТУ, 2007. 244с.

85. Сато Ю. Обработка сигналов. Первое знакомство. Под ред. Е. Амэмия СПб, 2001.- 175 с.

86. Сергиенко А.Б. Цифровая обработка сигналов. СПб.: Питер,2002. 608 с.

87. Силкина Т.Н. Информационно-аналитическое обеспечение процесса вывода на режим скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов/ Т.Н. Силкина, А .Я. Туюнда, Е.В. Пугачев, П.О. Гауе //Нефтяное хозяйство, 2005 №5 стр. 100-103

88. Скульский О.И., Аристов С.Н. Механика аномально вязких жидкостей. Москва-Ижевск: НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика",2003. 156 с.

89. Смоленцев Н.К. Основы теории вейвлетов. Вейвлеты в MATLAB. М.: ДМК Пресс, 2005. - 304 с.

90. Соломатин Г.И. Прогнозирование работы скважины с помощью искуственных нейронных сетей/Г.И. Соломатин, А.З. Захарян, Н.И. Ашкарин //Нефтяное хозяйство, 2002 №10 стр. 92-96

91. Солонина А.И. Цифровая обработка сигналов. Моделирование в Matlab/А.И. Солонина, С.М. Арбузов. СПб.: БВХ-Петербург, 2008. -816 с.

92. Статистические метды обработки экспериментальных данных: Учебное пособие. Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет). СПб, 2003. 101 с.

93. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / Сургучев M.JI. // Москва, Недра, 1985, 308 с.

94. Тарасов М.Ю. Исследование способов регулирования реологических свойств высоковязкой продукции скважин Вынгапуровского месторождения/ТНефтяное хозяйство, 2006 №7 стр. 115-117

95. Теслюк Е.В. Альтернативные методы разработки месторождений с неныотоновскими свойствами//Нефтяное хозяйство, 2001 №3 стр. 45-48

96. Уметбаев В.В. Новые методы работы с осложненными скважинами //Нефтяное хозяйство, 2007 №4 стр. 86-88

97. Уразаков К.Р. Оптимизация работы механизированного фонда скважин/ К.Р.Уразаков, Н.Х. Габдрахманов, М.Д. Валеев //Нефтяное хозяйство, 2001 №11 стр. 29-31

98. Урсегов С.О. Обоснование оптимальных парамтров термических технологий разработки крупных месторождений высоковязких нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провиннции: Автореф. дис. канд. техн. наук. Ухта.: УГТУ, 2007. - 25с.

99. Урсегов С.О. Проекция синергетического подхода к анализу процессов паротеплового воздействия на макронеоднородную залежь высоковязкой нефти/ С.О. Урсегов //Нефтепромысловое дело. -2001. №8 с. 12-17

100. Френкель Я.И. Кинетичекая теория жидкостей. М.:Наука, 1975.592с.

101. Халимов Э.М., Климушин И.М., Фердман JI.H. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР: Справ. Пособе. М.: Недра, 1987. - 174 с.

102. Хасанов М.М., Булгаков Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. -Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. 288 с.

103. Химические методы в роцессах добычи нефти. М.:Наука, 1987.239с.

104. Чукчеев О.А. Термоманометрическая система контроля вывода на режим и эксплуатации УЭЦНУО.А.Чукчеев, А.В. Локтев, И.Д. Болгов //Нефтяное хозяйство, 2003 №6 стр. 75-77

105. Шайхутдинов И.К. Расчет забойного давления и давления на приеме насоса //Нефтяное хозяйство, 2004 №11 стр. 82-85

106. Шахвердиев А.Х. Системная оптимизация процесса разработки нефтяных месторождений. -М: "Недра Бизнесцентр", 2004 452 с.

107. Шахвердиев А.Х. Создание системы оптимального управления объектами разработки нефтяных месторождений/А.Х. Шахвердиев, М.М. Максимов, Л.П. Рыбицкая и др. //Нефтяное хозяйство, 2004 №10 стр. 40-45

108. Шахвердиев А.Х., Галеева Л.Г., Рустамбекова Э.Т. Повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин за счет оптимизации режима их работы//Нефтяное хозяйство. 1988. №5 - С. 47-49

109. Шкандратов В.В. Базовые принципы, эффективность и основные перспективы разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения/ В.В. Шкандратов, С.В. Буракова, С.О. Урсегов и др. //Нефтяное хозяйство, 2007 №8 стр. 84-88

110. Шрамм Г. Основы практической реологии и реометрии/ пер. с англ. И.А. Лавыгина; Под ред. В.Г. Куличихина М.: КолосС, 2003. - 312 с.

111. Brill J.P., Mukherjee Н. Multifase flow in fells. Richardson, Texas,1999.

112. Butler R.M. Thermal Recoveiy of Oil and Bitumen / Butler R.M. // Englewood Cliffs, N.J.: Prentice Hall, 1991, pp. 285-359.

113. Casson N. Rheology of disperse systems / Ed. C. Mill L., 1959. P. 84.

114. Jabbour, C. "Oil Recovery by Steam Injection: Three-phase Flow Effects" / Jabbour, C., Quintard, M., Bertin, H., and M. Robin // J. of Pet. Science and Engineering, Vol. 16, 1996, pp.109- 130

115. Layrisse I. Heavy oil production in Venezuela: Historical recap and scenarios for the next century / Layrisse I. // Paper SPE 53464, presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, February 16-19, 1999.

116. Overdiep W.S., Van Vrevelen D.W. Studies of non-newtonian flow. 1. Critrerian of flow instability// J. of applied polimer science. 1965. V.9, №8. - p. 302-311

117. Savins F.G. Non-newtonian flow through porous media / Savins F.G. // Ind. Eng. Chem.1969. V,61, №10, p. 18-47