Методы диагностики фильтрационных потоков в процессе интерпретации результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин нефтяных месторождений по кривой восстановления давления
Разработка и исследование метода оперативной диагностики потоков в процессе адаптивной интерпретации результатов гидродинамических исследований горизонтальных нефтяных скважин по кривой восстановления давления с целью сокращения времени простоя скважин.
ВВЕДЕНИЕ ……………………………………………………………………………………………… 14
1 ТРАДИЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ
ПОТОКОВ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
СКВАЖИН ………………………………………………………………………………………………. 18
1.1 Проблемы интерпретации результатов гидродинамических
исследований горизонтальных скважин по кривой восстановления
давления ……………………………………………………………………………………………….. 18
1.2 Характеристика основных режимов притока к горизонтальному
стволу …………………………………………………………………………………………………… 18
1.3 Аналитический метод выделения потоков горизонтальных
скважин ………………………………………………………………………………………………… 23
1.4 Графоаналитический метод выделения потоков горизонтальных
скважин ………………………………………………………………………………………………… 27
2 АДАПТИВНЫЙ МЕТОД ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
СКВАЖИН ………………………………………………………………………………………………. 34
2.1 Метод интегрированных моделей …………………………………………………. 34
2.2 Метод адаптивной интерпретации…………………………………………………. 37
2.3 Адаптивная интерпретация с диагностикой потоков ……………………… 40
3 МЕТОД ОПЕРАТИВНОЙ ДИАГНОСТИКИ ПОТОКОВ В ПРОЦЕССЕ
АДАПТИВНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ……………………………………………………………. 44
3.1 Сущность метода оперативной диагностики фильтрационных
потоков …………………………………………………………………………………………………. 44
3.2 Программная реализация метода оперативной диагностики
фильтрационных потоков………………………………………………………………………. 48
3.3 Результаты апробации алгоритмов метода оперативной диагностики
фильтрационных потоков на промысловых данных ……………………………….. 51
4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ…………………………………………………………………………. 56
4.1 Исходные данные для экономического расчёта ……………………………… 56
4.2 Чистый дисконтированный доход (NPV) ………………………………………. 58
4.3 Внутренняя норма доходности (IRR) …………………………………………….. 59
4.4 Срок окупаемости (PP)………………………………………………………………….. 60
4.5 Результаты расчёта экономических показателей ……………………………. 60
5 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ………………………………………………. 63
5.1 Производственная безопасность ……………………………………………………. 63
5.1.1 Анализ выявленных вредных факторов ……………………………………. 64
5.1.2 Анализ выявленных опасных факторов ……………………………………. 69
5.2 Экологическая безопасность …………………………………………………………. 72
5.2.1 Защита селитебной зоны …………………………………………………………. 72
5.2.2 Защита атмосферы…………………………………………………………………… 72
5.2.3 Защита гидросферы …………………………………………………………………. 74
5.2.4 Защита литосферы …………………………………………………………………… 75
5.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях ………………………………………. 76
5.3.1 Вероятные чрезвычайные ситуации …………………………………………. 76
5.3.2 Разлив нефти …………………………………………………………………………… 77
5.4 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности … 78
5.4.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства …….. 78
5.4.2 Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны … 78
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ……………………………………………………………………………………….. 80
СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ СТУДЕНТА ……………………………………………………. 81
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ……………………………………. 82
ПРИЛОЖЕНИЕ А ……………………………………………………………………………………. 86
Анализ данных гидродинамических исследований скважин является
одним из разделов науки о разработке нефтяных месторождений.
Информация, получаемая при исследованиях неустановившихся процессов
изменения дебита и давления в пласте является важной для определения
производительности пласта. Анализ неустановившихся процессов изменения
давления позволяет также оценить и среднее пластовое давление. Инженер-
разработчик должен иметь достаточно информации о режимах и параметрах
скважины и пласта, чтобы адекватно анализировать поведение пласта (залежи)
и прогнозировать добычу при различных вариантах разработки. Инженер по
добыче должен знать режимы работы добывающих и нагнетательных
скважин, чтобы обеспечить наилучшую возможную добычу из пласта.
В целом, ГДИС и анализ их данных проводится для определения [1]:
• параметров энергетического состояния залежи (пластовое, забойное
давления, депрессия и пр.);
• фильтрационных параметров пласта (гидропроводность, подвижность,
пьезопроводность, проницаемость), зональности их распространения по
площади;
• гидродинамических параметров пласта, характеризующих радиальную
неоднородность и совершенство вскрытия пласта;
• геологического строения, размеров резервуара (области дренирования),
наличия границ и макронеоднородностей пласта;
• скин-фактора.
Исследование скважин методом восстановления давления – наиболее
известный из методов гидродинамических исследований скважин при
нестационарных режимах, который широко используется в нефтяной
промышленности. В основном, методика исследований состоит в том, что
скважина работает какое-то время с постоянным дебитом, затем закрывается
(обычно на устье), и регистрируется рост забойного давления во времени. По
этим данным можно оценить проницаемость пласта и текущее давление в зоне
дренирования, выявить увеличение или уменьшение проницаемости в
призабойной зоне пласта, часто – определить неоднородность пласта и
наличие границ.
При решении задачи идентификации и интерпретации результатов
гидродинамических исследований горизонтальных скважин (ГДИС) по
кривой восстановления забойного давления возникает проблема выделения
фильтрационных потоков. Наиболее распространенными традиционными
способами выделения потоков являются аналитические и графоаналитические
методы.
Однако, использование традиционных аналитического и
графоаналитического методов выделения потоков в процессе проведения
испытаний скважин в промысловых условиях вызывает значительные
трудности, поскольку требуют достоверной информации о состоянии
призабойной зоны скважин (аналитические методы), либо детального анализа
производных забойного давления с привлечением квалифицированных
интерпретаторов (графоаналитические методы) [2]. При использовании
данных методов также имеет место проблема значительного времени простоя
скважин при проведении ГДИ [3].
В настоящее время в нефтегазодобывающих компаниях широко
используются стационарные информационно-измерительные
телеметрические системы долговременного мониторинга параметров
разработки, что даёт возможность осуществлять диагностику нефтяных и
газовых пластов в режиме реального времени в процессе проведения ГДИС
без участия квалифицированного интерпретатора.
В этой связи в данной работе для выделения режимов фильтрации в
процессе проведения ГДИ горизонтальных скважин предлагается метод
оперативной диагностики фильтрационных потоков. Данный метод позволяет
проводить диагностику фильтрационных потоков нефтяных горизонтальных
скважин в процессе проведения ГДИ (в режиме реального времени),
сокращать время простоя скважин и, как следствие, экономические издержки,
связанные с проведением ГДИ нефтяных горизонтальных скважин.
Объектом исследования данной работы является метод оперативной
диагностики фильтрационных потоков в процессе адаптивной интерпретации
результатов гидродинамических исследований горизонтальных нефтяных
скважин по кривой восстановления давления.
Целью работы является разработка и исследование метода оперативной
диагностики потоков в процессе адаптивной интерпретации результатов
гидродинамических исследований горизонтальных нефтяных скважин по
кривой восстановления давления и сокращение времени простоя скважин.
Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие
задачи:
1. Разработка алгоритма оперативной диагностики потоков в процессе
адаптивной идентификации и интерпретации ГДИ горизонтальных
нефтяных скважин по КВД и его программная реализация.
2. Апробация метода оперативной диагностики потоков по промысловым
данным результатов ГДИ нефтяных горизонтальных скважин по КВД.
3. Анализ экономической эффективности предлагаемого решения.
Защищаемое положение: предлагаемый метод оперативной диагностики
потоков позволяет сократить время простоя скважин и повысить
экономическую эффективность работы скважины без потери точности
получаемой в процессе ГДИС информации по сравнению с традиционными
методами.
Обоснованность и достоверность результатов работы
Обоснованность и достоверность полученных результатов
подтверждается аналитическими методами, путём сравнения с результатами
обработки промысловых данных ГДИ горизонтальных скважин
традиционными методами.
1 ТРАДИЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ
ПОТОКОВ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
СКВАЖИН
Данная работа была посвящена разработке, программной реализации и
апробации метода оперативной диагностики фильтрационных потоков в
процессе адаптивной интерпретации результатов гидродинамических
исследований нефтяных горизонтальных скважин. Данный метод позволяет:
1. Оперативно диагностировать фильтрационные потоки (в режиме
реального времени) в ходе адаптивной интерпретации результатов ГДИ
нефтяных горизонтальных скважин.
2. Существенно сократить время простоя скважин, связанное с
проведением гидродинамических исследований и, как следствие,
увеличить добычу нефти (при сохранении точности определения
основных параметров пласта).
При проведении интерпретации результатов ГДИ четырёх нефтяных
горизонтальных скважин удалось сократить время простоя в среднем с 221,5
до 57,5 часов. Таким образом, сокращение времени простоя составило в
среднем 164 часа.
Экономический расчёт показал значительную экономическую
эффективность применения данного метода. Средний прирост чистого
дисконтированного дохода за первый год применения составил 23,8 млн
рублей в расчёте на каждую добывающую скважину.
Ввиду вышеперечисленного, использование данного метода
рекомендуется при интерпретации нестационарных ГДИ интеллектуальных
горизонтальных скважин оснащенных стационарными измерительными
системами.
СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ СТУДЕНТА
1. Донг Ван Хоанг, Воронько А. А. Идентификация фильтрационных
потоков в процессе гидродинамических исследований горизонтальных
скважин с трещинами гидроразрыва пласта // Проблемы геологии и
освоения недр: труды XXIII Международного научного симпозиума
студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова,
посвященном 120-летию со дня рождения академика К.И. Сатпаева, 120-
летию со дня рождения профессора К. В. Радугина. 2019 г. (в печати).
1. Чодри А. Гидродинамические исследования нефтяных скважин. – М.:
ООО «Премиум Инжиниринг», 2011. – 687 с.
2. КульпинЛ.Г.,МясниковЮ.А.Гидродинамическиеметоды
исследований нефтегазовых пластов. – М.: Недра, 1974. –200 с.
3. Сергеев В. Л., Аниканов В. С. Метод адаптивной идентификации
гидродинамических исследований скважин с учетом априорной
информации // Известия Томского политехнического университета. –
2010. – Т. 317. – № 5. – С. 50 – 52.
4. Кремнецкий М. И., Ипатов А. И. Гидродинамические и промыслово-
технологические исследования скважин: Учебное пособие. – М.: МАКС
Пресс, 2008. – 476 с.
5. Ozkan E. Horizontal wells / Transient well testing, SPE Monograph 23,
Chapter 14, Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas 2009.
6. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и
реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных
месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001, – 212 с.
7. Мангазеев П.В., Панков М.В., Кулагина К.Е. Гидродинамические
исследования скважин / П.В. Мангазеев, М.В. Панков, К.Е. Кулагина,
М.П. Камердинов, Т.А. Деева. – Томск: Изд-во ТПУ, 2004. – 340 с.
8. Goode P. A., Thambynayagam R. K. M. «Pressure Drawdown and Buildup
Analysis for Horizontal Wells in Anisotropic Media», SPE Formation Eval.
(Dec. 1987), 683-697.
9. Тарасенко Ф.П. Непараметрическая статистика. – Томск: Изд-во
Томского гос. ун-та, 1975. – 292 с.
10.Сергеев В.Л. Идентификация систем с учетом априорной информации.
– Томск: Изд-во НТЛ, 1999. – 146 с.
11.Сергеев В.Л. Интегрированные системы идентификации. – Томск: Изд-
во Томского политехнического университета, 2011. – 198 с.
12.Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и
реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных
месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001, – 212 с.
13.Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. – М.: Наука, 1998, 304 с.
14.Joshi S.D. Horizontal well technology. – Oklahoma: PenWell publ. comp.,
1991. – 381 p.
15.Butler J.M. Horizontal wells for the recovery of oil, gas and bitumen. –
Westmount: Petroleum Society Monograph, 1997. – 224 p.
16.Bourdet D., Ayoub J.A., Pirard Y.M. Use of pressure derivative in well test
interpretation // SPE. – 1984. – № 12777. 293-302 p.
17.Справочная информация: “Данные, применяемые для расчета налога на
добычу полезных ископаемых в отношении нефти” (в целях применения
главы 26 Налогового кодекса РФ).
http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_50642/
18.Антропов В.Ф., Вольпин С.Г., Ермакова М.М. и др. Методические
указанияпокомплексированиюиэтапностивыполнения
геофизических, гидродинамических и геохимических исследований
нефтяных и нефтегазовых месторождений. Руководящий документ. РД
153-39.0-109-01. – М.: Наука, 2002. –75 с.
19.Вертий Б.Д. Российская академия предпринимательства. Определение
показателей эффективности НИОКР. Экономика и управление. 2009.
20.Виленский П. Л., Лившиц В. Н., Смоляк С. А. Оценка эффективности
инвестиционных проектов. Теория и практика. — М.: Дело, 2008. —
1104 с. — ISBN 978-5-7749-0518-8.
21.ГОСТ 12.0.003-74. ССБТ. Опасные и вредные производственные
факторы. Классификация.
22.ГОСТ 12.1.005-88. ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования
к воздуху рабочей зоны.
23.МР 2.2.7.2129-06. Режимы труда и отдыха работающих в холодное время
на открытой территории или в не отапливаемых помещениях.
24.СН 2.2.4/2.1.8.562-96. Шум на рабочих местах, в помещениях жилых,
общественных зданий и на территории застройки.
25.ГОСТ12.1.012-90ССБТ.Вибрационнаябезопасность.Общие
требования.
26.СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение.
27.ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие
требования безопасности.
28.ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия.
29.Р 2.2.2006-05. Руководство по гигиенической оценке факторов рабочей
среды и трудового процесса. Критерии и классификация условий труда.
30.ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие
требования безопасности.
31.ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие
требования и классификация.
32.ГОСТ 12.1.038-82 ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые
уровни напряжений прикосновения и токов.
33.СП 12.13130.2009. Определение категорий помещений, зданий и
наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
34.ПБ08-624-03.Правилабезопасностивнефтянойигазовой
промышленности.
35.СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03. Санитарно-защитные зоны и санитарная
классификация предприятий, сооружений и иных объектов.
36.ГН2.1.6.1338-03.Предельно-допустимыеконцентрации(ПДК)
загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест.
37.РД 52.04.186-89. Руководство по контролю загрязнения атмосферы.
38.ГОСТ 17.1.3.07-82. Охрана природы. Гидросфера. Правила контроля
качества воды водоемов и водотоков.
39.«Водный кодекс Российской Федерации» от 03.06.2006 N 74-ФЗ (ред. от
31.10.2016).
40.ОСТ 39-225-88. Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к
качеству.
41.ГН2.1.7.2041-06.Предельнодопустимыеконцентрации(ПДК)
химических веществ в почве.
42.ГОСТ Р 22.3.03-94. Безопасность в ЧС. Защита населения. Основные
положения.
43. «Трудовой кодекс Российской Федерации» от 30.12.2001 N 197-ФЗ (ред.
от 03.07.2016) (с изм. и доп., вступ. в силу с 01.01.2017).
Последние выполненные заказы
Хочешь уникальную работу?
Больше 3 000 экспертов уже готовы начать работу над твоим проектом!
4.9 (66 отзывов)
4.3 (248 отзывов)
4.6 (30 отзывов)
4.8 (9 отзывов)
4.6 (30 отзывов)
4.7 (82 отзыва)
5 (428 отзывов)
4 (15 отзывов)
4.2 (25 отзывов)
