Oil field, coefficient of light absorption, production water cut, cross-linked polymeric systems, coefficient of variation

 

Prospects of creation of optical intelligent system for control of hydrocarbon stock reserves. Burkhanov R.N., Khazipov F.R., Khazipov R.R., Khannanov M.T.

A schematic diagram of the intelligent system is proposed which is based on determination of optical properties of produced crude oil. The system includes a sampler, a measuring unit, a data recording unit, an analog-digital converter, a device for data storing and transmission, a control unit installed in the production well flow line and the information-software package. The system will permit to control crude oil reserves, to monitor a change in properties of well production and reservoir. Fig.5, ref. 4.

В

зависимости от выполняемых задач, скважины оборудуются интеллектуальными системами контроля гидродинамических и геофизических характеристик эксплуатируемых пластов и мониторинга оборудования в реальном масштабе времени для эффективного управления разработкой месторождения. При этом скважины комплектуются измерительными приборами, передающими устройствами, вычислительными системами, которые связаны электронной базой данных, конструкция которых определяется назначением интеллектуальной системы [1].

В статье обосновывается перспективность создания интеллектуальной системы, основанной на определении оптических свойств добываемой нефти в промысловых условиях, и предлагается ее принципиальная схема.

Многолетние лабораторные исследования авторов на примерах нефтяных месторождений республики Татарстан и исследования других ученых доказывают, что оптические свойства добываемой нефти хорошо коррелируются с ее физико-химическими свойствами (углеводородный состав, плотность, различные виды вязкости и поверхностного натяжения) и зависят от свойств коллекторов и сосредоточенных в них остаточных извлекаемых запасов [2]. Изменения оптических свойств добываемой нефти в процессе разработки месторождения отражают изменения свойств пористой среды. Для исследования коэффициентов светопоглощения (Ксп) проб нефти использовались фотоколориметры различных конструкций [3]. Предварительно пробы тщательно обезвоживались методом центрифугирования, а контроль качества обезвоживания осуществлялся с помощью поляризационного микроскопа. Исследовались Ксп растворов нефти в органических растворителях (бензол, толуол, четыреххлористый углерод) не более 0,05 % концентрации в интервале длин волн 400-900 нм методом многократных минимизированных измерений. Первичная обработка лабораторных данных заключалась в построении спектральных кривых Ксп, представляющих зависимости Ксп от длины волны монохроматического света (рис.1).

 

Статистическая обработка лабораторных данных заключалась в расчетах среднеквадратических значений, дисперсии и коэффициентов вариации Ксп [4]. К примеру, коэффициент вариации Ксп рассчитывался по формуле

 

,                                              (1)

 

где Vσ – коэффициент вариации Ксп, %; σ Ксп – дисперсия Ксп, см^-1;  – среднеквадратическое значение Ксп, см^-1.

При комплексной интерпретации лабораторных и геолого-промысловых данных авторами статьи выявлена зависимость параметра Vσ (при длине волны 500 нм) от накопленной добычи нефти (для тульских отложений Архангельского месторождения республики Татарстан) в виде линейной регрессии с точностью аппроксимации 0,6433 (рис.2):

 

.                                  (2)

 

Установлено также, что на элементах месторождения, включающих нагнетательные и реагирующие добывающие скважины, точность аппроксимации значительно выше и изменялась от 0,85 до 1. Для каждого из элементов определяли величины предельной накопленной добычи, с учетом полученных зависимостей подсчитали остаточные извлекаемые запасы, составившие 281254 т. Параметр Vσ характеризует степень неоднородности добываемой нефти по Ксп. Пониженные значения Vσ могут указывать на значительные изменения состава добываемой нефти при длительной разработке пластов, например, увеличение в ней доли смол и асфальтенов, вследствие чего нефть становится более однородной по Ксп.

Емкостно-фильтрационные свойства коллекторов в процессе их разработки также претерпевают изменения, что отражается в изменении оптических свойств добываемой из них нефти. Наиболее сильно меняется при этом проницаемость коллекторов. Приводятся зависимости Vσ и σКсп нефти от параметра Агк, который определялся по показаниям диаграмм гамма-каротажа скважин, используемых для определения коэффициентов глинистости и оценки коэффициентов общей пористости и проницаемости коллекторов (рис.3). Более высокие значения Агк характерны для коллекторов с большей глинистостью и общей пористостью при их меньшей проницаемости. Выявленные зависимости имеют вид линейной регрессии с достаточно высокой точностью аппроксимации данных R². Пониженные значения Vσ и σКсп, а значит и меньшая неоднородность добываемой нефти по Ксп, характерны для коллекторов с повышенной глинистостью, общей пористостью и с пониженной проницаемостью.

 

 

 

 

 

 

Таким образом, изменение оптических свойств нефти в процессе разработки можно использовать для определения текущих свойств коллекторов разрабатываемого месторождения.

Применимость оптического метода для оценки эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов можно показать на примере закачки сшитых полимерных систем (СПС) в тульские отложения Архангельского месторождения. Назначение СПС – блокировать обводнившиеся интервалы и участки разрабатываемого пласта и как следствие включить в разработку не дренируемые участки и прослои, уменьшив обводненность продукции скважин. Изменение свойств нефти после закачки СПС может свидетельствовать о вовлечении в разработку низкопроницаемых прослоев. При этом уменьшению обводненности продукции скважин после закачки СПС соответствует увеличение параметра коэффициента вариации Ксп ΔVσ добываемой нефти, а увеличению обводненности продукции, что также может иметь место, снижение ΔVσ нефти (рис.4). Параметр ΔVσ нефти вычислялся по формуле

 

,                                              (3)

 

где Vσ – коэффициент вариации Ксп нефти до закачки СПС; Vσ^* – коэффициент вариации Ксп нефти после закачки СПС.

Изменение обводненности продукции скважин после закачки СПС вычислялось по формуле

,                                               (4)

 

где B – обводненность продукции до закачки СПС; B^* – обводненность продукции после закачки СПС.

Зависимость ΔVσ нефти от изменения обводненности продукции скважин после закачки СПС имеет вид линейной регрессии с коэффициентом корреляции 0,664.

 

 

 

Приведенные примеры указывают на высокую точность аппроксимации оптических свойств добываемой нефти с показателями разработки и свойствами коллекторов, подтверждая перспективность разработки оптических интеллектуальных систем для управления запасами и свойствами коллектора. Предлагаемая принципиальная схема интеллектуальной системы (рис.5) предусматривает возможность автоматизированной регистрации оптических параметров добываемой нефти в заданном интервале длин волн и автоматизированную аппроксимацию этих параметров с геолого-промысловыми данными для расчета запасов и свойств коллекторов или обводненности продукции в промысловых условиях. Устройство состоит из 6 основных блоков. Это приемный, фотометрический и выкидной блоки, аналогово-цифровой преобразователь (АЦП), блок хранения и передачи данных, блок термостатирования. Согласно схеме продукция из скважины поступает в выкидную линию 1, оттуда по специальному отводу 2 через поглотитель воды 3 в измерительный фотометрический блок 4. Исследованию оптических свойств нефти предшествует тщательное ее обезвоживание, поскольку даже незначительное содержание воды способно исказить измерения. С этой целью необходима разработка поглотителей воды, которые могут представлять стационарные или съемные устройства в виде гидрофобных мембран или адсорбентов воды. Необходимость незначительного количества обезвоженной нефти, поскольку для определения Ксп по методу минимизированных измерений требуется менее грамма нефти, делает эту задачу вполне реализуемой. Фотометрический блок должен включать источник светового излучения 4,1, свет которого проходит через монохроматор 4,2 для получения светового луча заданной длины волны. Исследуемая нефть поступает в прободержатель 4,3 переменного сечения. Монохроматический свет, проходя через нефть, частично отражается и частично поглощается. Интенсивность прошедшего светового луча замеряется фотометрическим сенсором 4,4. Спектр используемого электромагнитного излучения имеет принципиальное значение. В лабораторных условиях исследуются растворы нефти в органических растворителях. Нефти с низкой плотностью обычно отличаются высокими значениями коэффициентов прозрачности и поэтому их можно исследовать без разбавления органическими растворителями в спектральном диапазоне 400-900 нм. Нефти с высокой плотностью и вязкостью необходимо исследовать в ближней инфракрасной зоне и инфракрасной зоне. Оптимальным является наличие источника в широком диапазоне электромагнитного излучения и автоматизированный выбор системой наиболее подходящего для исследуемой нефти спектрального диапазона. Принципиальным является также наличие прободержателя переменного сечения (при лабораторных измерениях соответствует ширине кюветы, в которой исследуется раствор) поскольку толщина слоя исследуемой нефти влияет на точность определения оптических свойств. Блок для термостатирования необходим для поддержания стандартной температуры измерений или определения текущей температуры исследуемой нефти с целью вычисления поправок на влияние температуры. Создание устройств с автоматическим определением и изменением сечения прободержателя, наиболее подходящим для определения Ксп исследуемой нефти, было бы наиболее оптимальным. Перспективным является также разработка устройств исследования потока, в том числе водонефтяного, их применение на месторождениях с низким содержанием воды в добываемой продукции.

 

 

 

Для контроля измерений предусмотрен кран 5, для периодического отбора проб нефти с целью проведения контрольных лабораторных исследований ее оптических свойств. Назначение АЦП-перевод аналоговых результатов измерений свойств добываемой нефти в цифровой вид для длительного хранения и передачи проводными или беспроводными методами в электронную базу данных, содержащую постоянно обновляющиеся сведения по показателям работы скважин и другие показатели разработки месторождения. Программное обеспечение устройства должно обеспечивать выбор наиболее оптимального спектра электромагнитного излучения, сечения прободержателя и автоматизированную аппроксимацию измеренных свойств нефти в выбранном спектральном диапазоне с показателями работы скважин.

 

Вывод

 

Дополняя существующие интеллектуальные системы, представленное устройство может значительно улучшить управление разработкой нефтяного месторождения, в том числе в режиме реального времени получать достоверные сведения о запасах и контролировать изменение свойств коллектора и флюидов в процессе разработки месторождения.

 

 

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

2. Бурханов Р.Н. Анализ геолого-геофизических факторов, влияющих на оптические свойства природных битумов и высоковязких нефтей // Материалы научной сессии ученых по итогам 2007 года. – Альметьесвк: АГНИ, 2008.- С.20-23.

3. Девликамов В.В., Мархасин И.Л., Бабалян Г.А. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1970.- С. 21-29.

4. Шмойлова Р.А. Теория статистики. – М.: Финансы и статистика, 2002.- С.513-517.

 

 

Сведения об авторах

 

Бурханов Р.Н., к.г.-м.н., доцент, заведующий кафедрой «Геология», Альметьевский государственный нефтяной институт, тел.: [phone]

Хазипов Р.Ф., аспирант, Альметьевский государственный нефтяной институт, тел.: [phone]

Хазипов Р.Р., аспирант, Альметьевский государственный нефтяной институт, тел.: [phone]

Ханнанов М.Т., к.г.-м.н., доцент, Альметьевский государственный нефтяной институт, главный геолог НГДУ «Ямашнефть», тел.: [phone]

Burkhanov R.N. Candidate of Geological-Mineralogical Sciences, professor associate, Head of Department «Geology», Almetievsk State Oil Institute, phone: [phone]

Khazipov R.N., postgraduate student, Almetievsk State Oil Institute, phone: [phone]

Khazipov R.R., postgraduate student, Almetievsk State Oil Institute, phone: [phone]

Khannanov M.T., Candidate of Geological-Mineralogical Sciences, professor associate, Almetievsk State Oil Institute, Chief geologist of NGDU «Yamashneft», phone: [phone]

 

 

 

(26) Тема 2010-3-78 С. Моделирование метода применения микроэмульсий для увеличения нефтеотдачи пластов.

Байда А. А., Агаев В. Г. Разработка мицеллярных растворов и микроэмульсий для увеличения нефтеотдачи пластов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2010, № 3. С. 78 – 85