ISSN 0207-2351

Научно-технический журнал

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО

                                                                                                             Издается с 1965 г.

Апрель 2020 г.                      4 (616)                      Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Пономарева И.Н., Галкин В.И. Применение многоуровневого статистического моделирования для оценки взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами (стр. 6‑9)

 

Алекина Е.В., Ольховская В.А., Овчинников К.А. Обоснование эффективности применения диоксида углерода в сверхкритическом состоянии для добычи высоковязкой нефти по данным термодинамического моделирования (стр. 10‑16)

 

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 

Зиновьев А.М., Птичкин П.А., Котляров С.О., Гаврюшин А.С. Геолого-технологическое обоснование проведения кислотного гидроразрыва пласта в добывающих скважинах (стр. 17‑22)

 

Ганиев Ш.Р., Лысенков А.В., Михайлов А.Л. Осложнения, возникающие при соляно-кислотном воздействии на карбонатные породы, и пути их решения (стр. 23‑26)

 

ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН

 

Грибенников О.А., Мельников А.А. Мониторинг коллекторских свойств пласта по данным вывода скважин на режим (стр. 27‑12)

 

Шакшин В.П., Мокрев А.А., Капустин А.И. Апробация композиционного гидравлического "движка" (на примере одного месторождения Сибири) (стр. 32‑36)

 

Иктисанов В.А., Яртиев А.Ф. Определение оптимального охвата скважин гидродинамическими исследованиями с позиций экономики (стр. 37‑40)

 

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

 

Харитонов А.Н., Поспелова Т.А., Лознюк О.А., Архипов Ю.А., Скоробогач М.А., Юшков А.Ю., Стрекалов А.В., Заворина А.С., Павлов В.П., Назаров А.Л. Методика обоснования технологических режимов газовых и газоконденсатных скважин с применением интегрированных моделей (стр. 41‑47)

 

Гришагин А.В., Кашаев Д.В., Гладунов О.В. Особенности формирования сценарных условий для технико-экономических оценок при сравнении нефтепромыслового сепарационного оборудования различного типа (стр. 48‑53)

 

Исаев А.А., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Проведение экспериментальных исследований вязкости нефти в промысловых условиях по оценке погрешности измерений прибора Гепплера (стр. 54‑59)

 

Ульянова З.В., Кулышев Ю.А. О необходимости и возможностях контроля содержания катионных полимеров в промывочной жидкости во время бурения (стр. 60‑63)

 

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА, СОЛЕЙ И ГИДРАТОВ

 

Никулин В.Ю., Зейгман Ю.В. Повышение точности прогноза температуры по стволу скважины с учетом особенностей движения и разгазирования продукции (стр. 64‑68)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 622.276.43.004.58          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-6-9

 

ПРИМЕНЕНИЕ МНОГОУРОВНЕВОГО СТАТИСТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ МЕЖДУ НАГНЕТАТЕЛЬНЫМИ И ДОБЫВАЮЩИМИ СКВАЖИНАМИ (с. 6)

 

Инна Николаевна Пономарева, канд. техн. наук,

Владислав Игнатьевич Галкин, д-р геол.-минер. наук

 

ФГБОУ ВО "Пермский национальный исследовательский политехнический университет"

6140990, Россия, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,

e-mail: PonomarevaIN@pstu.ru

 

Количественная оценка взаимодействия между добывающими и нагнетательными скважинами является важнейшей задачей эффективного мониторинга разработки нефтяных месторождений. Повсеместное применение с этой целью одного из наиболее достоверных методов – трассерных исследований – затрудняется по причинам экономического характера. Однако наличие опыта проведения таких исследований позволяет исследовать и совершенствовать косвенные методы оценки взаимодействия между скважинами. В настоящей статье приводятся результаты исследований по разработке методики оценки взаимодействия между добывающими и нагнетательными скважинами турне-фаменской залежи Гагаринского месторождения, на которой проведены масштабные трассерные исследования. Установлено, что методики, основанные на корреляции дебита и приёмистости, не позволяют достоверно решать поставленную задачу. В этой связи разработана методика, основанная на многоуровневом статистическом анализе накопленных закачки и добычи жидкости. Сопоставление результатов применения данной методики с материалами трассерных исследований подтверждает ее высокую достоверность при оценке распределения объемов закачки в рамках сформировавшейся системы поддержания пластового давления.

 

Ключевые слова: мониторинг разработки нефтяных месторождений; система поддержания пластового давления; распределение закачки; взаимодействие между добывающими и нагнетательными скважинами; трассерные исследования; методика оценки распределения объемов закачки; корреляция; многоуровневое статистическое моделирование.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.41          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-10-16

 

ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА
В СВЕРХКРИТИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
ПО ДАННЫМ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ (с. 10)

 

Елена Викторовна Алекина,

Валерия Александровна Ольховская, канд. техн. наук,

Кирилл Александрович Овчинников, канд. хим. наук

 

ФГБОУ ВО "Самарский государственный технический университет"

443100, Россия, г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244,

e-mail: alekina-samgtu@mail.ru; valeriaolh@mail.ru; ovchinnikov.ka@samgtu.ru

 

В статье исследован механизм воздействия на нефтяной пласт диоксидом углерода СО2 в сверхкритическом состоянии. Представлены результаты моделирования термодинамического поведения системы диоксид углерода – высоковязкая нефть при варьируемых термобарических условиях. Диагностировано присутствие в пласте трех фаз: нефть в СО2 – паровая фаза; растворенный в нефти СО2 – тяжелая жидкая фаза; взаиморастворенные СО2 и нефть – легкая жидкая фаза. Установлен экзотермический эффект при смешении диоксида углерода и нефти в околокритической и критической областях чистого СО2. Получена зависимость вязкости исследуемой нефти от содержания в ней диоксида углерода и определено их оптимальное соотношение, при котором закачка СО2 в призабойную зону добывающей скважины будет способствовать увеличению подвижности нефти в радиусе обработки и повышению дебита.

 

Ключевые слова: высоковязкая нефть; диоксид углерода; сверхкритическое состояние; термобарические условия; фазовый переход; повышение дебита.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.66 КГ          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-17-22

 

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОВЕДЕНИЯ КИСЛОТНОГО
ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ (с. 17)

 

Алексей Михайлович Зиновьев, канд. техн. наук,

Павел Анатольевич Птичкин,

Сергей Олегович Котляров,

Александр Сергеевич Гаврюшин

 

ФГБОУ ВО "Самарский государственный технический университет"

443100, Россия, г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244,

e-mail: lekso1988@yandex.ru; ptichkin.pa@mail.ru; serega.notell@gmail.com; gavryushinAS@gmail.com

 

В статье приведено геолого-технологическое обоснование применения кислотного гидроразрыва пласта (КГРП) для добывающего фонда нефтяных месторождений, перспективности его проведения в добывающих скважинах. Рассмотрен опыт проведения КГРП на нефтяных месторождениях России. Изучены пути совершенствования технологии КГРП для низкопроницаемых и слабодренируемых карбонатных коллекторов. Выделены основные критерии по подбору скважин-кандидатов для проведения КГРП.

Для решения поставленных задач применялись теоретический и эмпирический методы исследования.

 

Ключевые слова: кислотный гидроразрыв пласта; повышение нефтеотдачи; геолого-технические мероприятия; проппант; проницаемость; коллектор.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.63          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-23-26

 

ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ СОЛЯНО-КИСЛОТНОМ ВОЗДЕЙСТВИИ
НА КАРБОНАТНЫЕ ПОРОДЫ, И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ (с. 23)

 

Шамиль Рамилевич Ганиев,

Алексей Владимирович Лысенков, канд. техн. наук,

Алексей Леонидович Михайлов

 

Уфимский государственный нефтяной технический университет

450064, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: ganiev.shml@rambler.ru; rusoil.aleksey@mail.ru; alexsij_mixajlov_95@bk.ru

 

Как известно, основным методом интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов Республики Башкортостан является соляно-кислотная обработка (СКО) скважин. В ходе проведения СКО возникают различные осложнения. Более того, осложнения возникают комплексно, ухудшая эффективность обработок и приводя к снижению интенсивности разработки нефтяных пластов. В связи с этим необходим поиск методов предотвращения возникающих осложнений. В статье показаны осложнения технологического и геологического характера, возникающие при соляно-кислотной обработке скважин месторождений Республики Башкортостан, причины их возникновения и проведен анализ основных методов и способов предотвращения осложнений.

 

Ключевые слова: карбонатные породы; соляно-кислотная обработка; скважина; нефть; осложнения.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.2.001.57          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-27-31

 

МОНИТОРИНГ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТА ПО ДАННЫМ
ВЫВОДА СКВАЖИН НА РЕЖИМ (с. 27)

 

Олег Алексеевич Грибенников, канд. техн. наук,

Арсений Алексеевич Мельников

 

ФГБОУ ВО "Самарский государственный технический университет"

443100, Россия, г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244,

e-mail: gribennikov.oa@samgtu.ru

 

В статье представлен дополнительный инструмент исследований, позволяющий получать фильтрационные параметры пласта. Кратко представлена математическая модель, на основании которой производятся получение и интерпретация данных вывода на режим методом наименьших квадратов. Предложенный подход имеет значительные преимущества по сравнению с классическим подходом (проведение гидродинамических испытаний путем остановки скважины для снятия кривой восстановления давления), а именно: нет необходимости останавливать скважину на исследование. Кроме того, если учитывать огромное число проводимых технологических операций по выводу на режим скважин, то позволит увеличить охват исследованиями добывающего фонда скважин. Выполнен расчет по предложенному алгоритму интерпретации, а также проведено сравнение с промысловыми данными. Сравнение показало, что погрешность расчета по таким параметрам, как проницаемость и пластовое давление, составила менее 5 %, ввиду чувствительности к технологическому процессу и возможной неточности данных, по скин-фактору погрешность составила 17 %.

 

Ключевые слова: вывод скважины на режим; коллекторские свойства; математическая модель; добыча нефти; установки электроцентробежных насосов; метод наименьших квадратов; интерпретация данных.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276+622.692.4.01:532.5          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-32-36

 

АПРОБАЦИЯ КОМПОЗИЦИОННОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО "ДВИЖКА"
(НА ПРИМЕРЕ ОДНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СИБИРИ) (с. 32)

 

Вадим Петрович Шакшин,

Алексей Александрович Мокрев,

Артем Игоревич Капустин

 

ООО "СамараНИПИнефть"

443010, Россия, г. Самара, ул. Вилоновская, 18,

e-mail: kirjanovaEV@samnipi.rosneft.ru

 

Реализован расчет PVT-свойств газонефтяной смеси с использованием композиционной модели. Приведен алгоритм решения задачи фазового равновесия для трехфазной системы. Приведены сравнение рассчитанных линейных давлений на скважинах с реальными данными, полученными с одного из месторождений Сибири, а также сравнение с результатами расчета модели в симуляторе PIPESIM 2017.2 (производитель – компания Schlumberger).

 

Ключевые слова: модель жидкости; композиционная модель; уравнение состояния; фазовое равновесие; расчет PVT-свойств.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.5.001.5:622.276.5.003          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-37-40

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ОХВАТА СКВАЖИН ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ ИССЛЕДОВАНИЯМИ С ПОЗИЦИЙ ЭКОНОМИКИ (с. 37)

 

Валерий Асхатович Иктисанов, д-р техн. наук, профессор,

Амур Физюсович Яртиев, д-р экон. наук

 

Институт "ТатНИПИнефть" ПАО "Татнефть" имени В.Д. Шашина

423236, Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32,

e-mail: iktissanov@tatnipi.ru; yartiev@tatnipi.ru

 

Предложен метод расчета оптимального числа скважин, на которых следует проводить исследования методом кривых восстановления уровня (КВУ) и восстановления давления (КВД). Метод основан на использовании вероятностных экономических оценок потерь успешности при осуществлении различных мероприятий по воздействию на пласт и призабойную зону и затрат на выполнение и интерпретацию КВУ (КВД) с учетом недобытой нефти. Проведенные оценочные расчеты показывают, что для условий ПАО "Татнефть" в среднем 50 % скважин необходимо подвергнуть охвату исследованиями.

 

Ключевые слова: гидродинамические исследования; кривые восстановления уровня; кривые восстановления давления; добыча нефти; затраты; успешность.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.691.12          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-41-47

 

МЕТОДИКА ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ
ИНТЕГРИРОВАННЫХ МОДЕЛЕЙ (с. 41)

 

Андрей Николаевич Харитонов, канд. физ.-мат. наук,

Татьяна Анатольевна Поспелова, канд. техн. наук,

Антон Юрьевич Юшков, канд. техн. наук,

Александр Владимирович Стрекалов, д-р техн. наук,

Анна Сергеевна Заворина,

Василий Павлович Павлов

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

625048, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42

 

Олег Анатольевич Лознюк,

Юрий Александрович Архипов, канд. техн. наук

 

ПАО "НК "Роснефть"

115035, Россия, г. Москва, Софийская набережная, 26/1

 

Михаил Александрович Скоробогач, канд. техн. наук,

Алексей Леонидович Назаров

 

ЗАО "Сибнефтегаз"

629305, Россия, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Новый Уренгой, ул. Таежная, 78а

 

Эксплуатация скважин газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется в соответствии с назначенным технологическим режимом, который рассчитывается на основе информации, полученной в процессе разведки, освоения и разработки залежей углеводородов.

Технологический режим скважин должен обеспечивать равномерный отбор газа по площади, а также устанавливать параметры их стабильной и безопасной работы с учетом всех геолого-технологических ограничений, включая предельно допустимую депрессию на пласт, отсутствие эрозии стенок труб, гидратообразование. При значительном поступлении воды в скважины необходимо также учитывать ограничения по пропускной способности установки подготовки газа и полигона закачки промышленных стоков.

Сильное взаимовлияние отдельных элементов промысла требует системного подхода к его прогнозированию. Водоносный горизонт, продуктивный пласт, скважины, газосборные сети (ГСС), установка комплексной подготовки газа (УКПГ) и дожимной комплекс необходимо рассматривать как единую термогидродинамическую систему, в которой все подсистемы взаимосвязаны между собой. Необходимо обосновать оптимальные условия совместной работы скважин и промысловых сооружений, обеспечивающих отбор газа в соответствии с бизнес-планом при максимальном давлении на входе ДКС или УКПГ, а также максимально возможной добыче конденсата.

Реализуется такой подход путем использования интегрированных геолого-технологических моделей, включающих все элементы системы добычи и подготовки газа и обеспечивающих сквозной расчет от пласта до магистрального газопровода. Промысел разбивается на две подсистемы пласт – скважины – ГСС и ДКС – УКПГ, для каждой из которых рассчитываются зависимости давления газа от отборов на стыке этих подсистем на выходе ГСС перед ДКС, по которым определяется рабочая область промысла. Технологический режим промысла выбирается внутри этой области с учетом обеспечения плановых отборов газа и максимальной экономической эффективности работы промысла, что, как правило, соответствует максимальному давлению на входе ДКС, при котором ниже требуемая степень сжатия и потребление топливного газа.

Представлены результаты расчета технологического режима скважин Пырейного ГКМ с применением представленной методики. Результаты расчета хорошо согласуются с фактическим режимом работы промысла в сентябре 2019 г.

Предложенный метод обоснования технологических режимов газовых и газоконденсатных скважин позволяет оптимизировать режим всего промысла, обеспечивая его эффективную и безопасную работу.

 

Ключевые слова: технологический режим скважин; газосборные сети; дожимная компрессорная станция; установка комплексной подготовки газа; интегрированная модель; предельно допустимая депрессия; эрозионный износ.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.8:338.512          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-48-53

 

ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ СЦЕНАРНЫХ УСЛОВИЙ ДЛЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ОЦЕНОК ПРИ СРАВНЕНИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО СЕПАРАЦИОННОГО
ОБОРУДОВАНИЯ РАЗЛИЧНОГО ТИПА (с. 48)

 

Александр Владимирович Гришагин,

Денис Вячеславович Кашаев

 

ООО "СамараНИПИнефть"

443010, Россия, г. Самара, ул. Вилоновская, 18,

e-mail: GrishaginAV@samnipi.rosneft.ru

 

Олег Владимирович Гладунов

 

АО "Самаранефтегаз"

443071, Россия, г. Самара, Волжский просп., 50,

е-mail: sng@samng.ru

 

Рассмотрены основные параметры и характеристики, принимаемые во внимание при формировании сценарных условий для проведения технико-экономических оценок использования нефтепромыслового сепарационного оборудования различного типа в процессах обезвоживания продукции нефтяных скважин. Приведены примеры результатов сравнения вариантов компоновок установок предварительного сброса воды нефтяным сепарационным оборудованием отечественных и зарубежных заводов-изготовителей с оценкой эффективности их применения в условиях Самарского региона. Предложена укрупненная матрица выбора нефтяного сепарационного оборудования для процессов гравитационного термохимического обезвоживания нефти в границах промысловой подготовки нефти.

 

Ключевые слова: обезвоживание нефтяных эмульсий; инновационное оборудование сепарации нефти; технико-экономические расчеты.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276:532.137          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-54-59

 

ПРОВЕДЕНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ
В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ ПО ОЦЕНКЕ ПОГРЕШНОСТИ
ИЗМЕРЕНИЙ ПРИБОРА ГЕППЛЕРА (с. 54)

 

Анатолий Андреевич Исаев, канд. техн. наук,

Владимир Иванович Малыхин,

Алмаз Амирзянович Шарифуллин, канд. техн. наук

 

ООО УК "Шешмаойл"

423458, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ОПС № 8, а/я 192,

e-mail: isaeff-oil@yandex.ru

 

Контроль точности результатов измерений вязкости нефти новым вискозиметром типа ВНП по методу Гепплера, разработанным в ООО УК "Шешмаойл", признан положительным. Получены результаты измерений динамической вязкости при проведении экспериментальных исследований по оценке погрешности и неопределенности, а также определения метрологических характеристик. На различных смесях определены постоянная вискозиметра, время качения шарика и приведенная погрешность установки при измерении вязкости. Благодаря указанным в статье формулам возможно определение динамической вязкости, погрешности и неопределенности измерений.

 

Ключевые слова: вязкость; водонефтяная эмульсия; вискозиметр; методика измерения; метод Гепплера; время качения шарика; калиброванная трубка; погрешность измерений.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.244.442.063.2          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-60-63

 

О НЕОБХОДИМОСТИ И ВОЗМОЖНОСТЯХ КОНТРОЛЯ СОДЕРЖАНИЯ КАТИОННЫХ
ПОЛИМЕРОВ В ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ВО ВРЕМЯ БУРЕНИЯ (с. 60)

 

Зоя Валериевна Ульянова

 

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,

e-mail: z.v.uljanova@pstu.ru

 

Юрий Александрович Кулышев

 

АО Научно-исследовательский центр "Энергоресурс"

614039, Россия, г. Пермь, ул. Газеты Звезда, 42а,

e-mail: sic_er@mail.ru

 

В рамках задачи управления эффективностью работы промывочной жидкости, содержащей в своем составе катионные полимеры, показана объективная необходимость контроля их содержания. Учитывая низкую информативность данных по общей концентрации катионного полимера по причине быстрой инактивации его молекул из-за необратимой адсорбции на частицах выбуренной породы, необходим мониторинг содержания именно активных молекул полимера. Предложен подход, позволяющий провести такого рода оценку и выбрать масштаб поддерживающих обработок циркулирующего раствора катионным полимером в каждый момент времени бурения. Принимая во внимание необходимую информативность, а также простоту исполнения, практическая ценность предложенного подхода очевидна.

 

Ключевые слова: глинистая порода; устойчивость стенок скважины; управление качеством бурового раствора; катионные полимеры; методики контроля содержания реагентов.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.72          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-4(616)-64-68

 

ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ПРОГНОЗА ТЕМПЕРАТУРЫ ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ
С УЧЕТОМ ОСОБЕННОСТЕЙ ДВИЖЕНИЯ И РАЗГАЗИРОВАНИЯ ПРОДУКЦИИ (с. 64)

 

Владислав Юрьевич Никулин,

Юрий Вениаминович Зейгман, д-р техн. наук, профессор

 

Уфимский государственный нефтяной технический университет

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: NikulinVY@mail.ru; JVZeigman@yandex.ru

 

Статья посвящена вопросам повышения точности прогнозирования температуры скважинной продукции в добывающей скважине. Авторы раскрывают важность точного определения распределения температуры от забоя к устью скважин для решения ряда промысловых задач, в том числе повышения эффективности борьбы с осложняющими факторами. Особое внимание обращается на особенности широко применяемых методик, которые зачастую либо нелинейны, но сложны в применении, либо линейны и не учитывают такие важные параметры, как обводненность и газонасыщенность добываемой продукции, что немаловажно в условиях изменения режима эксплуатации скважин. На основе проведенного исследования предложен алгоритм, позволяющий повысить точность расчета температуры для любого объекта эксплуатации с применением методики Алвеса. Главное достоинство адаптированной модели – простота применения, учёт влияния обводненности и газонасыщенности продукции. На примере одного из месторождений Крайнего Севера получена адаптированная модель расчета температуры с отклонением от фактических значений по термограммам не более 4 °C.

 

Ключевые слова: температура; добывающая скважина; модель; прогнозирование; разгазирование; алгоритм; асфальтосмолопарафиновые отложения.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»

Главная страница журнала