Ivanov S.A., Deputy General Director in Geology and Reservoir Engineering of the Territorial Industrial Enterprise «Kogalymneftegas», phone: 83466762007
Galkin V.I., Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, professor, vice-chancellor for research work, Perm State Technical University, phone .:(8342)21-98-071
Rastegaev A.V., Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, professor, Department «Geology of Oil and Gas» Perm State Technical University, phone: (8342) 21-98-017
(25) Тема 2010-3-33 С. Моделирование оптической интеллектуальной системы.
Бурханов Р.Н., Хазипов Р.Ф., Хазипов Р.Р., Ханнанов М.Т. Создание оптической интеллектуальной системы для управления запасами углеводородного сырья // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2010, № 3, стр. 33 – 38
УДК 553.98.048:622.276
СОЗДАНИЕ ОПТИЧЕСКОЙ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ ЗАПАСАМИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Нефтяное месторождение, коэффициент светопоглощения, обводненность продукции, сшитые полимерные системы, коэффициент вариации
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, %; σКсп – 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.
|
|
|
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 264; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!