1535

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

жания пластового давления не справляется с компенсацией отборов по добывающим скважинам из-за низкой проницаемости коллектора.

При увеличении проницаемости в районах малодебитных скважин в результате проведения спиртокислотной обработки призабойной зоны или гидроразрыва пласта наблюдается снижение интенсивности падения пластового давления. Отмечено, что в результате проведения ГРП значение пластового давления ниже, чем после проведения ССКО на 0,14 МПа.

Несмотря на то, что разница между значениями пластового давления минимальная, она все же оказывает существенное влияние на выделение растворенного газа. После проведения ГРП значение накопленной добычи газа на 290,6 млн м3 больше, чем после обработки призабойной зоны пласта (рис. 1). Таким образом, при увеличении проницаемости происходит увеличение объемов выделившегося газа.

Рис. 1. Накопленная добыча газа и нефти

При падении давления и интенсивном разгазировании нефти происходит увеличение вязкости, из-за чего снижается ее подвижность. Поэтому значение накопленной добычи при проведении спиртокислотной обработки больше накопленной добычи после проведения гидроразрыва пласта на 54,4 тыс. т (см. рис. 1). При проведении ГРП ожидаемое увеличение коэффициента проницаемости значительно больше, чем при проведении спиртокислотной обработки призабойной зоны пласта.

После применения спиртокислотной обработки наблюдается снижение обводненности продукции. В случае же проведения гидроразрыва пласта происходит увеличение обводненности. График изменения обводненности представлен на рис. 2.

В результате численного моделирования наилучшие технологические показатели разработки элемента залежи получены после проведения спиртокислотной обработки. На основе результатов моделирования можно сделать вывод, что значительное увеличение проницаемости, которое достигается при проведении гидроразрыва пласта, не приводит к значительному росту добычи нефти. Создание

251

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 2. Динамика изменения обводненности: 1 – Без ГТМ; 2 – ССКО; 3 – ГРП

высокопроводящих каналов обеспечивает также подтягивание подошвенной и закачиваемой воды. Применение спиртокислотного воздействия является перспективным методом, так как в результате физико-химических реакций происходит снижение обводненности и не нарушается целостность коллектора.

Список литературы

1.Дополнение к технологической схеме разработки Кыртаельского нефтегазоконденсатного месторождения: отчет о НИР / Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» «ПЕЧОРНИПИНЕФТЬ». – Ухта, 2013. – 240 с.

2.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для вузов. –

М.: Недра, 1986. – 332 с.

252

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ОБЗОР ОСНОВНЫХ МЕТОДОВ БОРЬБЫ

САСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНИСТЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ

ИМЕТОДОВ ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ НАДЕЖНОСТИ ДЛЯ ВЫКИДНЫХ ЛИНИЙ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

А.М. Мошева

Научный руководитель – д-р техн. наук, доцент Г.П. Хижняк Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Рассматриваются основные методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, существующие модели оценки параметров надежности трубопроводов в случае наличия либо отсутствия закона распределения характеристик надежности. Выделены для каждого случая наиболее эффективные модели оценки. Сделан вывод, что наиболее рациональным подходом является комбинированное использование методов оценки параметров надежности.

Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, выкидной трубопровод, метод оценки, надежность, вероятность безотказной работы, вероятность отказа, средняя наработка на отказ, объем выборки, тип цензурирования.

Впроцессе эксплуатации промысловые трубопроводы подвергаются сильному износу. Это может привести к снижению характеристик надежности. Снижение уровня надежности неминуемо приводит к уменьшению вероятности безотказной работы и, как следствие, к увеличению затрат на проведение ремонтновосстановительных работ. Для выкидных трубопроводов нефтяных месторождений наиболее часто встречаются отказы, связанные с полной или частичной остановкой трубопровода из-за нарушения его герметичности (в результате коррозионных процессов) или запорной и регулирующей арматуры, а также из-за закупорки трубопровода.

Внастоящее время развитие нефтяной промышленности связано со значительными трудностями, особенно при разработке нефтяных месторождений. Процессы добычи, сбора и подготовки нефти, осложняются комплексом проблем, связанных

сасфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению отборов нефти, уменьшению межремонтного периода работы скважин и эффективности работы насосных установок. Образование стойких эмульсий в скважинах в совокупности с выпадением парафина и асфальтосмолистых веществ в пласте приводит к значительному снижению добычи нефти [1].

Многолетняя практика эксплуатации скважин, добывающих парафинистую нефть, показала, что без проведения работ по предотвращению и удалению АСПО

втрубопроводах и нефтепромысловом оборудовании, подъемных трубах, выкидных линиях и промысловых емкостях нельзя эффективно решать вопросы оптимизации добычи и сбора нефти [2].

Так, на скважинах нефтяных месторождений для уменьшения количества асфальтосмолопарафиновых отложений используется химический метод с примене-

253

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

нием ингибиторов АСПО. Такой метод не применяется непосредственно на выкидных линиях, а используется для линейной части трубопровода.

К одному из самых востребованных методов борьбы с АСПО относится механизм депарафинизации скважин (МДС), или лебедка Сулейманова. В большинстве случаев единственным мероприятием для защиты выкидного трубопровода (а также обратных клапанов и измерительной установки ИУ) от отложения парафинов, асфальтенов и других сопутствующих веществ является лебедка Сулейманова.

Часто встречающимися недостатками данного оборудования являются отказы станции управления.

Как следствие, существует вероятность отказа непосредственно самого МДС, в результате чего не будет обеспечена защита выкидных трубопроводов от асфальтосмолопарафиновых отложений. Соответственно, существует вероятность отказа выкидных трубопроводов, а также нарушения их бесперебойной работы.

В настоящее время существует большое количество методов оценок надежности нефтепромыслового оборудования, позволяющее проводить полный анализ надежности элементов нефтегазового оборудования для обеспечения их безотказной работы, долговечности и сохранности.

На рисунке представлены основные методы оценки параметров надежности. Непараметрические методы применяются, когда закон распределения исследуемого показателя неизвестен. Такие методы проще в реализации, вместе с тем невозможно осуществить прогноз значений показателя надежности.

Рис. Основные методы оценки параметров надежности

Из непараметрических методов метод последовательного перехода к новой системе координат более оптимален в оценке параметров надежности для выборок малого объема, более точен. Он позволяет вычислить большее количество показателей надежности: вероятность безотказной работы, среднее значение (оценка математического ожидания) наработки до отказа [3].

254

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Для использования параметрических методов необходимо априорное знание закона распределения исследуемой величины и его определение по эмпирическим данным. Такие методы позволяют осуществить прогноз значений того или иного показателя надежности.

Вданном случае для большого объема выборки (не менее 30) более пригоден метод моментов. Он приводит к простым вычислительным процедурам, позволяет получить асимптотически эффективные, несмещенные и нормально распределенные оценки, но требует учета типа цензурирования ([NUr], [NUТ] или [NUz]) [4].

При небольшом объеме выборки применим метод линейных оценок. Он обеспечивает высокую эффективность, состоятельность и несмещенность оценок параметров распределения. Этот метод основан на нахождении линейной функции от порядковых статистик (упорядоченных элементов выборки), которая была бы несмещенной оценкой искомого параметра.

Взаключение необходимо отметить, что для выкидных трубопроводов, находящихся в различных эксплуатационных условиях, а также имеющих различный объем выборок, не существует одного метода: необходимо выбирать метод, наиболее подходящий по своим возможностям для заданного, конкретного типа выборки и требований к оценкам показателей надежности. Наиболее гибким подходом к оценке параметров надежности является комбинированное использование методов. То есть для каждого конкретного случая можно выбирать несколько методов, являющихся наиболее точными в своей категории, и, комбинируя их, достигать наиболее полной оценки параметров надежности.

Список литературы

1.Биккулов А.З., Шаммазов А.А. Механизм парафиноотложения в гидродинамических условиях // Нефть и газ. – 1998. – № 5. – С. 100–105.

2.Добыча и промысловый сбор парафинистых нефтей / Л.Ф. Волков, Я.М. Каган, В.Х. Латыпыпов [и др.]. – М.: Недра, 1970. – 185 с.

3.Колесник В.Н. Оценка параметров надежности нефтяных промысловых трубопроводов по малым цензурированным выборкам эксплуатационных данных // Наука и инновация ХХI века: материалы открытой окружной конференции молодых ученых 27–28 ноября 2003 года: в 2 т. – Сургут: Изд-во СурГУ,

2004. – Т. I. – С. 46–49.

4. Ходасевич Г.Б. Обработка экспериментальных данных на ЭВМ: обработка одномерных массивов: учеб. пособие; ГУ Телекоммуникаций. – СПб., 2008. – 60 с.

255

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

СТАТИСТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРОЕКТНЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ

НЕКОТОРЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ КОМИ В.Л. Мушинский, Н.И. Сердюков

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент И.И. Волкова Ухтинский государственный технический университет

Предпринята попытка статистического анализа накопленных промысловых данных по Кыртаельскому месторождению. Оценены основные технологические показатели разработки, выстроены различные линии тренда. Также проведен регрессионный многомерный анализ и проверены некоторые показатели разработки на различные законы распределения.

Ключевые слова: Кыртаельское месторождение, статистический анализ, основные технологические показатели, регрессионный многомерный анализ, крите-

рий χ2 .

Республика Коми, приуроченная к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, имеет в своих недрах стратегически важный фактор развития и процветания края – огромное количество углеводородов. Поэтому эффективная разработка этих месторождений является весьма актуальной задачей.

Эффективность работы характеризуется большим количеством показателей. В настоящее время накоплено большое количество статистических данных о разработке месторождений, однако нет их системного анализа, общей методики обработки данных.

В настоящей работе представлена попытка статистического анализа проектных и фактических показателей разработки месторождений Республики Коми на примере Кыртаельского месторождения.

Кыртаельское нефтегазоконденсатное месторождение принадлежит ООО

«ЛУКОЙЛ-Коми», территориальное производственное предприятие (ТПП) «Ухтанефтегаз». Фонтанным способом добыто 46 % от накопленного отбора нефти. На 01.01.2012 г. 88 % фонда скважин эксплуатируются механизированным способом. Добывающие скважины характеризуются как среднепродуктивные и малообводненные. Месторождение открыто в 1969 г., в разработку введено в 1988 г. Разработка Кыртаельского месторождения осуществляется с поддержанием пластового давления (ППД) путем закачки воды в продуктивные горизонты. Для закачки в пласт используется пластовая вода после ее подготовки на установке подготовки нефти (УПН) и пресная вода водозаборных скважин. Транспорт нефти Кыртаельского месторождения совместно с нефтью Южно-Кыртаельского месторождения производится по существующему нефтепроводу «УПН Кыртаель – ПСП Чикшино», предназначенному для транспорта нефтей данных месторождений товарного качества на приемо-сдаточном пункте (ПСП) «Чикшино», для последующей коммерческой сдачи в систему магистрального транспорта ОАО «АК «Транснефть» [1].

256

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Было проведено сравнение таких показателей, как добыча нефти, добыча жидкости, дебит, обводненность и т.д. Всего 60 показателей.

В табл. 1 представлены коэффициенты корреляции проектных и фактических показателей по годам за период 2007–2012 гг., и их значимость по F-критерию.

Проведенный анализ говорит о достаточно грамотном прогнозе, о четком следовании технологическим процессам.

Для дальнейшего анализа были выделены основные технологические показатели разработки: годовая добыча нефти (тыс. т.), накопленная добыча нефти, годовая добыча жидкости (тыс. т.), накопленная жидкость, обводненность (%), отработанное время (скв·сут), дебит нефти (т/сут), дебит жидкости (т/сут), действующий фонд добывающих скважин, коэффициент извлечения нефти, достаточно обширный временной промежуток для анализа (24 года).

Были построены точечные диаграммы и получены линии тренда – полиномы 2-го, 3-го и 4-го порядков.

Например, на рисунке представлена точечная диаграмма годовой добычи нефти. По оси ОХ откладывается время эксплуатации месторождения. Точка О соответствует началу разработки (1988 г.). По оси ОY откладывается годовая добыча нефти (тыс. т). Справа записано уравнение линии тренда.

Рис. Годовая добыча нефти (тыс. т) (1988–2012)

Анализ диаграммы показал, что в выбранный промежуток времени был период начального увеличения добычи (1988–1993), потом период падения

257

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

(1994–1998), но впоследствии начиная с 1999 года снова идет увеличение добычи нефти. Последний промежуток соответствует внедрению новых технологий.

Далее был проведен регрессионный многомерный анализ с целью выявления факторов, оказывающих наибольшее влияние на годовую добычу нефти. Для исследования были отобраны следующие факторы: Х1 – годовая добыча нефти; Х2 – накопленная добыча нефти; Х3 - годовая добыча жидкости; Х4 – накопленная добыча жидкости; Х5 – обводненность продукции; Х6 – отработанное время скважин; Х7 – среднесуточный дебит нефти; Х8 – среднесуточный дебит жидкости; Х9 – действующий фонд добывающих скважин; Х10– коэффициент извлечения нефти.

В табл. 2 представлены парные коэффициенты корреляции.

Таблица 2

Парные коэффициенты корреляции

Из табл. 2 видно, что имеется высокая корреляция между показателями годовой добычи нефти и жидкости с отработанным временем скважин и действующим фондом добывающих скважин. Показатели годовой добычи нефти и жидкости слабо зависят от среднесуточного дебита нефти и жидкости. Это, видимо, связано с тем, что данный показатель приведен усредненным за количество суток, отработанных всеми скважинами за год. Для статистического анализа такое укрупнение не является целесообразным. В проектной документации имеется большое количество технологических показателей, однако в построении математической модели участвует лишь небольшая часть, что говорит о ее несовершенстве. Данные имеются в отчетах, но не могут быть использованы для научного анализа.

Были исследованы законы распределения следующих величин: годовая добыча нефти, годовая добыча жидкости – проверялось показательное распределение; дебит жидкости, дебит нефти – проверялось нормальное распределение.

Использовался критерий χ2 [1], [2].

Так как χ2расч < χ2кр ( χ2кр = χ2 (0, 05; 6 − 2) = 9,5, χ2расч = 8,0296), то нет основа-

ний отвергать гипотезу о показательном распределении годовой добычи нефти. Такое распределение свидетельствует об экстенсивном способе разработке месторождения.

258

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

В связи с важностью такой характеристики, как среднесуточный дебит, было исследовано распределение этой характеристики. Были выдвинуты гипотезы о нормальном и равномерном распределении.

Так как χ2расч > χ2кр ( χ2кр = χ2 (0, 05; 6 − 2) = 9,5, χ2расч = 12,5854), то гипотеза

онормальном распределении среднесуточного дебита нефти отвергается. Гипотеза

оравномерном распределении также была отвергнута.

Следует отметить, что в настоящее время на промышленных предприятиях имеется большое количество статистических данных о фактических показателях разработки месторождения, однако отсутствует методика обработки этих данных, методика сбора этих данных, отсутствует статистика о тех показателях, которыми можно варьировать с целью увеличения добычи нефти (управляемые факторы). Однако задача прогнозирования показателей является очень актуальной и перспективной. Для ее решения необходимо тесное сотрудничество с инженерами.

Список литературы

1.Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика: учеб. пособие. – 12-е изд., перераб. – М.: Высшее образование, 2006. – 479 с.

2.Гусейнзаде М.А., Калинина Э.В., Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1979. – 340 с.

259

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ОПТИМИЗАЦИЯ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Р.Ш. Назмутдинов

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор Р.Х. Низаев Альметьевский государственный нефтяной институт

Представлены расчеты, проведенные на геологических и гидродинамических симуляторах разработки нефтяных месторождений. Сделаны предложения по оптимизации разработки бобриковского горизонта на примере Камышлинского месторождения горизонтальными скважинами. Основное внимание в статье уделено выявлению оптимальной длины скважины в условиях бобриковского горизонта.

Ключевые слова: моделирование, оптимальная длина горизонтального ствола скважины, экономическая эффективность, прогнозирование, накопленная добыча.

Компьютерное моделирование пластовых систем является в настоящее время основным инструментом для прогнозирования разработки месторождений углеводородов и мониторинга их эксплуатации.

Оптимизация выработки терригенных коллекторов путем внедрения горизонтальных скважин при помощи геолого-гидродинамического моделирования в данной статье показана на примере бобриковского горизонта Камышлинского месторождения.

Для построения геологической модели Камышлинского месторождения использовался программный комплекс IrapRMS, а для гидродинамической –

Tempest 7.0.

Врезультате построения геологической и гидродинамической модели бобриковского горизонта Камышлинского нефтяного месторождения была получена система, позволяющая с высокой точностью оценить местоположение текущих запасов нефти, геологические условия района, области низкой дренируемости добывающими скважинами [1].

Вданной статье на модели Камышлинского месторождения было рассмотрено несколько вариантов оптимизации системы разработки. Было произведено сравнение изменения подвижных запасов в месторождении на менее выработанных участках без проведения мероприятий и после бурения на данных участках горизонтальных скважин с разными длинами горизонтальных участков для этой части месторождения [2, 3]. На рис. 1 показано расположение этих скважин на месторождении.

Предполагается, что каждый год в течение трех лет будут бурить по одной горизонтальной скважине и исследовать изменение нефтенасыщенности. Скважины пробуриваются по более проницаемым пропласткам, представленным на бобриковском горизонте. На рис. 2 представлены показатели по добыче нефти при расчете длины горизонтальных стволов проектных скважин.

260