автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Контроль притоков нефти из совместно эксплуатируемых пластов с помощью метода анилиновых точек

ВВЕДЕНИЕ

1. ВЫБОР ИШОРМАТИВНЫХ ПРИЗНАКОВ НЕШТИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ РАЗДЕЛЕНИЯ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПО СОВМЕСТНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫМ ПЛАСТАМ

2. ВЫВОД РАСЧЕТНЫХ ФОРМУЛ И МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ОШИБОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПО НИМ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ СКВАЖИН

3. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАЗДЕЛЬНОГО ДЕБИТА МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

3.1 Определение притоков нефти из совместно эксплуатируемых пластов по их относительным дебитам и свойствам жидкости

3.2 Отбор и подготовка проб к анализу

3.3 Отгонка показательных фракций

3.4 Определение анилиновых точек

3.5 Анилиновая точка и групповой состав показательной фракции.

3.6 Усовершенствование методики для трех пластов

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ МЕТОДИКИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ И БАССР

4.1 Испытания методики на Сорочинско-Никольском и Родинском месторождениях

4.2 Испытания методики на Бобровском месторождении Оренбургской области

4.3 Испытания методики на Стахановском месторождении БАССР

4.4 Сопоставление результатов распределения дебитов пластов, полученных методом "анилиновых точек", механической де-битометрией и другими методами

Актуальность проблеш . Одним из условий успешного выполнения комплексной программы по наиболее полному извлечению нефти из недр, определенной основными направлениями развития нефтяной промышленности, является оперативный контроль за разработкой многопластовых залежей. При эксплуатации одной скважиной нескольких продуктивных пластов, расположенных друг над другом, необходимо устанавливать их относительные дебиты по данным анализа смешанной продукции. Решение этой актуальной задачи позволяет не только анализировать и контролировать выработку отдельных пластов, но и оценивать эффективность различных методов воздействия с целью интенсификации их разработки.

Низкая точность существующих методов разделения дебитов двух совместно эксплуатируемых пластов по коэффициенту светопоглощения нефти /Ксп /, а также по концентрациям в ней ванадия или никеля, определяемых сложным методом электронного парамагнитного резонанса, объясняется фильтрацией в порах пластов асфальто-смолистых веществ, неравномерное распределение которых по площади залежей приводит к перекрыванию диапазонов этих характеристик по пластам.

Необходимо особо подчеркнуть, что указанные методы, основанные на использовании в качестве информативного признака пластовых нефтей лишь одного естественного параметра /Ксп, содержание никеля или ванадия/, не позволяют устанавливать раздельные дебиты скважин, эксплуатирующих совместно три пласта.

Между тем, для рациональной разработки многопластовых нефтяных месторождений необходимы надежные и доступные в условиях промысловой лаборатории новые аналитические методы, основанные на закономерностях химии нефти и обеспечивающие распределение дебитов не только двух, но и трех совместно разрабатываемых пластов.

При аналитическом решении задачи разделения дебитов единственной альтернативой практически неприемлемому способу отбора пластовых флюидов с остановкой исследуемой многопластовой скважины и разобщением совместно эксплуатируемых пластов является усреднение проб из близлежащих однопластовых опорных скважин: на каждой площади обычно имеется некоторое количество скважин, эксплуатирующих только один пласт.

Такие физические параметры нефти, как удельный вес и вязкость, сильно варьируют в пределах одной залежи: обычно более легкая и наименее вязкая нефть характерна для центральной её части. В то же время по вертикальному разрезу не обнаруживается их зависимость от принадлежности к определенному пласту.

Цель и задачи работы следующие:

1. Изыскание нового информативного признака нефтей, сохраняющего практически постоянное значение по простиранию совместно разрабатываемых пластов, но закономерно меняющегося с глубиной их залегания по мере изменения структурно-группового состава нефти.

2. Разработка легко реализуемого в условиях промысловой лаборатории метода определения раздельных дебитов скважин, эксплуатирующих одним фильтром два или три продуктивных пласта.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые излагается новый способ установления относительных дебитов двух или трех совместно эксплуатируемых пластов, заключающийся в количественном определении в пластовых флюидах, а также в смешанной продукции исследуемой скважины любых двух компонентов, для которых предварительно установлена естественная контрастность распределения в пластовых пробах. Возможность использования в расчетных формулах результатов структурно-группового анализа нефтей или их фракций современными физико-химическими методами придает этому способу универсальность.

Практическая значимость работы заключается в том, что на основе разработанного способа предложена конкретная методика определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых пластов с использованием в качестве информативных признаков нефтей анилиновых точек и массовых концентраций их показательных фракций.

Определения на основе фазовых переходов, наблюдаемых при фиксации анилиновых точек по температуре гомогенизации равных объемов анилина и показательных фракций нефти, устраняют необходимость сложного структурно-группового и химического анализа. Максимальная простота и достаточная точность метода предопределяют возможность широкого его применения в условиях ЦНЙПРов нефтегазодобывающих управлений.

Материалы диссертации вошли в Методику определения раздельного дебита нефтяных скважин при совместной эксплуатации двух и трех продуктивных пластов, утвержденную в ПО "Оренбургнефть".

Апробация полученных результатов в промышленности осуществлена на Бобровском, Родинском, Сорочинско-Никольском месторождениях Оренбургской области и Стахановском месторождении БАССР. Внедрение методики в НГДУ "Бузулукнефть", "Сорочинскнефть" и "Октябрьск-нефть" позволило установить и в дальнейшем контролировать относительные дебиты I трехпластовой и 17 двухпластовых скважин, а в случае скв.359 Сорочинско-Никольского месторождения был зафиксирован интенсивный переток нефти от неперфорированного пласта к перфорированном/ из-за негерметичности заколонного пространства.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 5 статей, получено 4 авторских свидетельства и 2 положительных решения по заявкам на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы из 90 наименований и приложений. Работа изложена на 143 страницах машинописного текста, содержит 10 рисунков и 28 таблиц. Приложение включает акты о внедрении результатов диссертацонной работы, справку об использовании разработанной методики и расчет её экономической эффективности.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Предложено решение актуальной для нефтяной промышленности задачи распределения дебитов двух или трех совместно разрабатываемых пластов, основанное на использовании нового информативного признака нефтей - анилиновых точек их недеароматизированных показательных фракций, отогнанных в идентичных условиях равновесного испарения.

2. Показано, что определение относительных дебитов многопластовых нефтяных скважин можно проводить путем количественного анализа в смешанной продукции исследуемой скважины любых двух компонентов, для которых предварительно установлена достаточная естественная контрастность распределения в флюидах совместно эксплуатируемых этой скважиной пластов. При этом распределение дебитов нефти и попутно добываемой воды следует рассматривать как две самостоятельные задачи. Полученные расчетные формулы позволяют использовать для этой цели, например, микропримеси металлов, различные ионы, результаты структурно-группового анализа нефтей или их фракций современными физико-химическими методами.

3. Для повышения точности разделения дебитов скважин, эксплуатирующих одним фильтром три продуктивных пласта, рекомендуется в качестве информативных признаков нефтей использовать в специальных расчетных формулах равнообъемные анилиновые точки двух показательных фракций, отогнанных последовательно из каждой нефти и их смеси с помощью аппарата для равновесного испарения.

4. С целью оценки добычи нефти из двух совместно эксплуатируемых пластов, разработана методика пересчета данных механической дебитометрии об относительных дебитах жидкости /водонефтяной эмульсии/, учитывающая её обводненность, а также общую минерализацию водной фазы.

-1435. На основе проведенных исследований автором разработана и внедрена в нефтегазодобывающих управлениях "Бузулукнефть", "Октябрьскнефть" и "Сорочинскнефть" Методика определения раздельного дебита скважин при одновременной эксплуатации двух и трех продуктивных пластов, основанная на использовании в качестве информативных признаков нефтей анилиновых точек их показательных фракций.

Экономический эффект от применения методики на каждой скважине, эксплуатирующей совместно два пласта, составляет 3647 руб. в год.

ЗАКЛШЕНИЕ

В работе [88] К.Б.Аширов с сотрудниками указывают на необходимость постоянного учета происходящих в пластах изменений, как естественных, так и связанных с технологическим воздействием в процессе их разработки. Этому требованию отвечают такие методы, которые не связаны с использованием дорогостоящего оборудования и могут быть легко реализованы в условиях ЦНИПР нефтегазодобывающих управлений.

Применение разработанного метода "анилиновых точек" не лимитируется способом эксплуатации скважины, режимами её работы, типом установленного скважинного оборудования, а также величинами притоков добываемой жидкости и её обводненностью. Отбор проб и распределение дебитов пластов производится при установившемся режиме работы скважин, без их остановки, что является решающим преимуществом предложенного способа по сравнению с большинством существующих прямых и косвенных методов. Например, косвенный метод определения дебитов верхнего и нижнего пластов на основе суммарного дебита скважины и объединенной динамограммы [89,9о] применим лишь в установках типа УТР и требует остановки исследуемой скважины.

Необходимо особо отметить, что, поскольку абсолютное значение анилиновой точки недеароматизированной показательной фракции нефти является результатом сложного взаимодействия всех ингредиентов, определяющих её структурно-групповой состав /т.е. не только ароматических углеводородов, концентрирующихся преимущественно в ас-фальто-смолистой части нефти, но и нафтеновых и парафиновых/, то с достаточным основанием можно утверждать, что на этот параметр значительно меньше влияют адсорбционно-десорбционные процессы, происходящие в пласте. Таким образом, в характеристику фракций, отгоняемых из нефтей в строго идентичных условиях равновесного испарения и названных нами показательными, равноценный вклад вносят и классы веществ, не адсорбируемых пластом и не отфильтровывающихся в его микропорах. Это обстоятельство, оказывающее "выравнивающее" влияние на анилиновую точку по площади залежи /флуктуации значений анилиновых точек продукции отдельных опорных скважин относительно пластовой характеристики не превышали 0,3 °С/, выгодно отличает предложенный метод распределения дебитов скважин от существующих по коэффициенту светопоглощения и концентрациям в нефти микропримесей металлов, определяемых резонансными методами, хотя для контроля горизонтального перемещения нефти он неприемлем.

При разделении дебитов многопластовых скважин не имеет принципиального значения, убывают ли величины анилиновой точки по мере увеличения глубины залегания совместно эксплуатируемых пластов /Родинское и Сорочинско-Никольское месторождения, пласты Eg и Bj/, или они повышаются /Бобровское месторождение, пласты А^, Og, Од, О^ и 0§ /. Единственным необходимым условием успешного решения поставленной задачи разработанным методом "анилиновых точек" /как и любым другим аналитическим методом с использованием самых совершенных приборов/ является наличие достаточной естественной контрастности пластовых нефтей. Например, на северном куполе Родинского месторождения при разности в анилиновых точках 5,4 °С, соответствующей отбору 22,5 % показательных фракций, обеспечивается весьма высокая точность разделения дебитов скв.235 по совместно разрабатываемым пластам Б^ и Bj с абсолютной погрешностью всего - 2,3 % /табл.10/. Однако при незначительной контрастности нефтей по анилиновым точкам их показательных фракций /около I °С/ результат разделения дебитов может быть выдан лишь на качественном уровне.

Использование разработанного метода позволит решать следующие задачи разработки нефтяных месторождений:

1. Распределять объемы добычи нефти между работающими в каждой скважине пластами и применять полученные данные для оценки степени охвата воздействием запасов каждого из них, т.е. осуществлять контроль за степенью выработки пластов.

2. Выделять неработающие пласты /как турнейский пласт Bj в случае скв. 200 Родинского месторождения/.

3. Оценивать эффективность различных геолого-технических мероприятий по регулированию и интенсификации разработки совместно эксплуатируемых пластов с целью повышения их конечного коэффициента нефтеотдачи /таких, как перенос фронта нагнетания, подземный и капитальный ремонт скважин, смена скважинного оборудования; обработка призабойной зоны кислотами, поверхностно-активными веществами, водоизолирующими составами и т.д./.

4. Судить об изоляции или приобщении к работе в данной скважине /т.е. дополнительном вовлечении в разработку/ ранее неработающих пластов вследствие изменения режима её эксплуатации или условий закачки воды, гидроразрыва пластов, дострела новых пачек продуктивных пород и т.д. В этом случае приток нефти из новых пластов может быть зафиксирован по скачкообразному изменению анилиновой точки смешанной продукции многопластовой скважины.

5. Выявлять случаи перетока нефти от неперфорированного пласта к перфорированному из-за нарушения герметичности заколонного пространства /как в случае скв. 359 Сорочинско-Никольского месторождения/.

6. Определять гидродинамическую связь между отдельными пластами по площади залежи /снижение или полное отсутствие контрастности нефтей по анилиновым точкам их фракций на каком-либо участке является прямым признаком такой связи/.

Решение этих задач будет способствовать определению рациональных мер по повышению нефтеотдачи всех пластов, объединенных в единый объект разработки.

Пока ещё невозможно создать универсальный метод контроля за разработкой многопластовых месторождений, который, подобно заводнению, мог бы преобладать в нефтедобыче. Поэтому, несмотря на высокую информативность предложенного метода, его необходимо дополнять и другими, когда это возможно.

Метод "анилиновых точек", по мнению автора, может быть весьма эффективным при исследовании, в первую очередь, многопластовых объектов с залежами "белой" нефти, практически не содержащей асфальто-смолистые вещества, например, в Сураханах /Баку/, на Эмбе /Казахская ССР/, на Марковском месторождении /Восточная Сибирь/, где установление относительных дебитов совместно эксплуатируемых пластов другими существующими аналитическими методами не представляется возможным.

1. Вопросы разработки и добычи нефти и газа.- М.: ВНИИОЭНГ, обзор зарубежной литературы. Сер. Нефтепромысловое дело, 1977, 78 с.

2. Дияшев Р.Н., Лисин А.С., %син М.М., Фаттахов Б.З. Вццеление эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях. -Нефтяное хозяйство, 1982, № I, с. 27-29

3. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / Под ред. Ш.К.Гиматудинова.-М.: Недра, 1983.- 458 с.

4. Демиденок А.Г. Параметры эксплуатационных объектов многопластовых месторождений Коми АССР,- Нефтяное хозяйство, 1983, № I,с. 20-22

5. Справочник по нефтепромысловой геологии / Под ред. Н.Е. Быкова, М.й.Максимова, А.Я.Фурсова.- М.: Недра, 1981.- 525 с.

6. Ефремов Е.П., Янин А.Н., Халимов Э.М. Влияние совместной разработки на нефтеотдачу многопластовых объектов.- Нефтяное хозяйство, 1981, W 8, с. 32-36

7. Воробьев В.Д., Ткаленко Р.А. Методы регулирования разработки многопластовых месторождений.- М.: ВНИИОЭНГ, обзорная информация. Сер. Добыча, 1977, 48 с.

8. Саттаров М.М., Саттаров Д.М. Выбор системы разработки многопластовых месторовдений.- М.: ВНИИОЭНГ, обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело, 1983, 46 с.

9. Баймухаметов К.С., Сергеев В.Б., Тимашев Э.М. Особенности разработки многопластовых нефтяных месторождений.- Научн. тр./Баш-НИПИнефть, 1982, вып. 64, с. 14-26

10. Баймухаметов К.С., Тимашев Э.М. Оценка эффективности системы разработки многопластовых объектов,- PHTG Нефтепромысловое дело, 1979, вып. 8, с. 5-7

11. Демиденок А.Г., Груздева М.А., Кузькоков В.А. Особенности разработки многопластовых нефтяных месторождений Коми АССР.-М.: ВНИИОЭНГ, обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело, 1981, 51 с.

12. Халимов Э.М., Столбова Т.М., Валиуллина Р.Т., Лайкам В.М. Комплексное изучение геологического строения многопластовых нефтяных месторождений / Под ред. Г.П.Ованесова.- М.: Недра, 1975,- 175 с.

13. Девликамов В.В., Мархасин Й.Л., Бабалян Г.А. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений / Под ред. проф. И.Л.Мархасина.- М.: Недра, 1970.- 160 с.

14. Амосов Г.А. Оптическое вращение нефтей.- Научн. тр. / ВНИГРИ , 1955, вып. 83. Вопросы происхождения нефти: Геологический сборник I, с. 196-230

15. Глумов И.Ф. Исследование вопросов увеличения нефтеотдачи пластов в условиях Ромашкинского месторождения. Канд. диссертация.- М.: МИНХ и ГП, 1966

16. Гильманшин А.Ф. Некоторые закономерности пространственного изменения коэффициента светопоглощения нефти в пределах месторождений Тат. АССР и вероятность использования их для решения геолого-промысловых задач.- Канд. диссертация.- М.: ВНИИ, 1965

17. Гильманшин А.Ф., Глумов И.Ф. Временная инструкция по применению фотоколориметрии добываемых нефтей для решения геолого-промысловых задач.- Цугульма: ТатНИИ, 1965.- 38 с.

18. Глумов И.Ф., Гильманшин А.Ф. Применение фотоколориметрии добываемых нефтей для решения некоторых геолого-промысловых задач.-Татарская нефть, 1961, 6, с. 23-26

19. Пантелеев А.С., Гилева Н.М., Гришин Е.С. Решение некоторых геолого-промысловых задач при помощи фотоколориметрии на месторождениях Оренбургской области.- Нефтяное хозяйство, 1964,1. Р 4, с. 52-56

20. Быков В.Н., Алтынцева Т.Г, Применение фотоколориметрии нефтей для решения некоторых геолого-промысловых задач на месторождениях Пермской области.- Труды / Пермский филиал Гипровосток-нефть, Пермь, 1965, вып. I, с. 53-61

21. Логинов А.Ф. Внедрение фотоэлектроколориметрического анализа нефти на нефтяных месторождениях Прикумской равнины.- НТО. Сер. Нефтепромысловое дело, 1965, № 6, с. 24-26

22. Оноприенко В.П., Середницкий Л.М. Возможности применения метода фотоколориметрии нефтей для решения задач разработки нефтяных месторождений на примере Гнединцевского месторождения.-Нефтяная и газовая промышленность, 1964, № 3, с. 42-44

23. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследование совместно эксплуатируемых пластов.- М.: Недра, 1971.- 173 с.

24. А.с. 7I578I /СССР/. Способ определения относительных дебитов двух совместно эксплуатируемых нефтяных пластов / В.М.Арбузов, Ф.Г.Унгер.- Опубл. в Б.И., 1980, Р 6

25. А.с. 939746 /СССР/. Способ определения относительных дебитов двух совместно эксплуатируемых нефтяных пластов / В.М.Арбузов, В.П.Иванцов, Ф.Г.Унгер, М.Х.Файзуллин.- Опубл. в Б.И.,1982,Р 24

26. TtlcLLLScAciK,, T&UtbS. IbxfAMjin- LLn.d nbeiLcun.6^t 'LAOJL cyiot. l^iJiM-L-t^ ll. 8-^ts'tje^, St. : £su<€L 19ZJ, V!} S. M?

27. Вассоевич Н.Б., Амосов Г.А. Изменение нефтей в земной коре.-Геологический сборник / ВНИГРИ, М.-Л., 1953, вып.2, с. 11-41

28. Крейчи-Граф К. Основные вопросы нефтяной геологии.- Перев. с нем. / Под ред. Н.Б.Вассоевича. М.: ОНТИ. Глав. ред. горнотопливной лит-ры, 1934.- 261 с.

29. Добрянский А.Ф. Химия нефти.- Л.: Гостоптехиздат, 1961.- 224 с.30. &ст£огъ ЮС. ИаЬипаЛ -ftuto^ of- thjL Gul^- Coast vlllcLl oil. Ao^j of- 8U i-o-Se-Lun- у CLm. CLssoc. fiebto--t&Lun. G-e.o. — JUIscl, 19M, p. 4 OS ~ 155

30. Ван-Нес К., Ван-Вестен X. Состав масляных фракций нефти и их анализ.- М.: Издатинлит, 1954.- 464 с.

31. Милешина А.Г., Сафонова Г.И. Некоторые данные по влиянию процесса фильтрации на состав нефтей.- Научн. тр. / ВНИГНЙ, Л., 1959, вып. ХУП, с. 217-226

32. Свищев М.Ф. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области.- М.: Гостоптехиздат, 1961.- 226 с.

33. Намиот А.Ю. Различия свойств нефти в пределах нефтеносной залежи.- Научн. тр. / ВНИИ, М.-Л., 1954, вып. 3, с. 41-59

34. Мамуна В.Н. Определение свойств нефти отдельных пластов при их совместной эксплуатации.- РНТС Нефтепромысловое дело, 1978, Р 9, с. 22-26

35. Мартиросян В.В., Лебедева М.Н., Саенко Е.П. Фотоколориметрия нефтей на месторождениях Ставропольского НПУ.- РНТС Нефтепромысловое дело, 1967, № I, с. 33-36

36. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи.- Баку: Азнефте-издат, 1956.- 254 с.

37. Бабалян Г.А., Мархасин И.Л., Дудаков Г.В. Влияние асфальто-смо-листых компонентов нефти карбона на её фильтрацию.- Вопросы разработки нефтяных месторождений: Труды / Уфимского нефтяного научно-исслед. ин-та. Уфа, 1961, вып.7, с. 31-40

38. Мархасин Й.Л. К физико-химии разработки нефтяных пластов /исследование влияния адсорбции асфапьтенов на разработку нефтяных пластов/. Докторская диссертация.- М.: МЙНХ и ГП, 1966

39. Добрянский А.Ф. Анализ нефтяных продуктов.- Л.-М.: ОНТИ. Глав, ред. горно-топливной лит-ры, 1936.- 454 с.

40. Методика ускоренного определения асфальто-смолистых веществ и парафина в нефти путем комплексообразования с четыреххлористым титаном.- Пермь: ПермНИПИнефть, 1981.- 12 с.

41. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов.- М.: Гостоптехиздат, 1962.- 888 с.

42. Нефти СССР. Справочник в 4-х томах.- М.: Химия, I97I-I974 т.2: Нефти Среднего и Нижнего Поволжья, 1972.- 391 с.

43. Арбузов В.М., Рафиков Р.А. Изучение нефтей Аганского месторождения на содержание микропримесей металлов с целью контроля за его разработкой.- Труды / БашНИПИнефть и ВНИИнефтепромгеофизика, Уфа, 1978, вып.8, с. 91-94

44. Dea-ruUfr R.ncuicL GcuiEdorb L.T. Цре

45. CjanAon^ oo^S. — ЗпА,. С&ып., Cln.aJL. £ci., i^X, No. /4,p. 220-22646. 'JfatsA- R. E., Skn-SKB M. R., Qoos&l E. R. and. KocA £ R О-П-аЛ^МЯ ojj- AydbiocasL&orL. hXjLx.tu.'iJZAJ. JtxcLst. Bettjo&r тпь, 1950, /Vo. 36, p. 624- 630

46. Россини Ф.Д., Мэйр Б.Дк., Стрейф А.Дж. Углеводороды нефти. Разделение, анализ, выделение, очистка и свойства нефтяных углеводородов.» Л.: Гостоптехиздат, 1957.- 470 с.

47. RoSSini ТХ). Sfa. сЛлпъиюЛ сопя^Ш^сс&огь- of Ый. ga.so&n£.f'bajc.tuyn* otf р^6ги>£е,шп.— Рг-ос. dm. Pe&t-o&ctsn. 1935, V. Ж, W, f>.

48. Rossini S"8. JLnj£cunjtn£ajZ- ъеяеалсА. on. ~tfuL cAa-nUcaJL

49. Con^^u^tLan, £ct£ruLcajLisi-e^ a<c£— P-oc. O-nx. ъ,

50. У935, V./Jf, 46 ft, p. 6Ъ~ 7?

51. Rossini yP^cirijocasL&onJi иг, ^ое^о. — Recot>cL C/Le+n. P^o^nje^t /М2, /V- 3, /о. 55~60

52. Rossini £J^ydt-ocarvSonS in. C/le-m. njuOs, JSH/7, л/* p. 230-22$

53. GZcvs^our ая., т. С. В. CtncL RoSSini. 3£tjdn.oc.asi.£onj in, tAjz. to i03° С ^a.ctcons of-уОе^-г-оч&^т.—

54. Reseated fbx£L. &USL. StcLn-douucUt </34?, N- 3<?;/O, 621-623

55. SAjCL^fien, S.S.cmcL Rossini "CLnxbi^cs, pu--zJfc.c<xtLon- ccsvd. pt.opesttijeA of- 'A^clsijocasL.Sons: ^CL zap о on- CLP J Reseabc/L Ptoj^ect 6.- Ясс. CL/n.PU-LO&.u.jbJnjgt., 1952, N. 32, p. 50

56. Россини Ф.Д. Углеводороды нефти.- Нефтехимия, 1967, т.7, № б, с. 906-916

57. Химия углеводородов нефти / Под ред. Б.Т.Брукса, С.Е.Бурда, С.С.Куртца и Л.Шмерлинга.- М.: Гостоптехиздат, 1958,- 550 с.

58. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод.-М.: Недра, 1975.- 215 с.

59. Xi^fCLnJL M.R., С.С. and S.S analysis fo-t.nXLjyhstAjenJL 'bifups Ln> m.LxLuSiA£ panjCL^CnMJi ClslcL rto.pA.-iAjLhM-J™L. ёпр.САл^.&плъЕ. ы., ть, N 18,p.3?6~3SO

60. A.c. 520541 /СССР/. Способ определения группового состава тяжелых нефтепродуктов / М.А.Колбин, Р.В.Васильева, Т.С.Иванова. -Опубл. в Б.И., 1976, № 25

61. Словарь по топливам, маслам, смазкам, присадкам и специальным жидкостям: Химмотологический словарь / Составители К.К.Папок, Н.А.Рагозин.- 4-е изд., перераб. и доп.- М.: Химия, 1975.-392 с.

62. Нагаев М.Г., Ермошина О.Д., Хабибуллин JI.X. Инфракрасная спектроскопия нефракционированных нефтей.- Труды / ТатНИПЙнефть, Эугульма, 1971, вып.20, с. 290-298

63. Арбузов В.М., Акбашев B.C., Выропаев В.Я. Оценка применимости рентгено-флуоресцентного метода для изучения элементного состава пластовых жидкостей нефтяных месторождений.- Труды / Баш-НИПЙнефть, Уфа, 1978, вып.8, с. 94-98

64. А.с. 964I2I /СССР/. Способ определения раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин / И.Ш.Кувандыков.- Опубл. в Б.И., 1982, Р 37

65. А.с. 1002552 /СССР/. Способ определения раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин / И.Ш.Кувандыков, И.Я.Клюшин, В.А.Петров.- Опубл. в Б.И., 1983, W 9

66. Краткая химическая энциклопедия, т.З .- М.: Советская энциклопедия, 1964.- III2 с.

67. Кувандыков И.Ш., Мухин Л.К. Разделение дебитов скважин по совместно эксплуатируемым пластам,- Экспресс-информация /ВНИИОЭНГ Серия Нефтепромысловое дело, 1981, № 23, с. 1-3

68. Кувандыков И.Ш., Мухин Л.К. Определение раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин.- РНТС Нефтепромысловое дело, 1982, PI, с. 12-16

69. Метод раздельного определения дебита скважин, проведенных на несколько пластов / Под ред. И.Ш.Кувандыкова.- Информационный листок ВДНХ М.: ВНИИОЭНГ, 1982.- 2 с.

70. Краткий справочник химика»" 7-е изд. /Составитель В.И.Перель-ман,- М.-Л.: Химия, 1964.- 620 с.

71. Краткая химическая энциклопедия, т.1 .- М.: Советская энциклопедия, 1961.- 1262 с.

72. Van, tUs к., ШсиЫ.ътххп.Н.д^ да.п. Whste^HA. cuicL Van. Kta.rven. H.

73. OccLL.%.ien.c€. ojj- тл.це.сС a^o/ricutLcn.o.pA.iAen.ic AgcLxoccLtSons in.pelxo-в&тп.— On.s't. fktrvoCeu.m., 495X, N. 38, p. S38 4003»

74. TtzcwbcL H.T. and ftla,i.shaZL CL.G. ojj- asLonuz^cc kydxo-caгйо/vs U^ nu.oc.is. off- ^oLt.oco.t,Soixs — J. Soc.Cfcem. Jn.cL., 49q.a,n. 4о, p. 2.01

75. Исагулянц В.И., Егорова Г.М. Химия нефти.- 2-е изд., перераб. и доп.- М.: Химия, 1965.- 506 с.74. (^lySKlne CL.ITL. 3)&ta.n-m.LnjcL.iLix>n~ оЦ^ CLt-omaA-Lc A.^cL^oca,t.Sons in*

76. Тиличеев М.Д., Думская А. И. Методы определения химического состава бензинов прямой гонки. Количественное определение ароматических.- Химический состав нефтей и нефтяных продуктов: Труды / НИИ Грознефть,- М.-Л., 1931, с. 18-79

77. Практикум по технологии переработки нефти,- 3-е изд., перераб. и доп. / Под ред. Е.В.Смидович и И.П.Лукашевич.- М.: Химия, 1978.- 285 с.

78. Бочаров А.А., Оболенцев Р.Д. Применение веществ с высоким внутренним давлением для анализа углеводородных смесей.- Журнал прикладной химии, 1946, т. XIX, № 5-6, с. 492-503

79. А.с. 972073 /СССР/. Способ определения раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин / И.Ш.Кувандыков.- Опубл. в Б.И., 1982, № 41

80. А.с. 1016493 /СССР/. Способ определения раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин / И.Ш.Кувандыков.- Опубл. в Б.И., 1983, № 17

81. Зайдель А.Н. Элементарные оценки ошибок измерений.- 3-е изд., испр. и доп.- Л.: Наука, 1968.- 97 с.

82. Доерфель К. Статистика в аналитической химии. Перевод с нем. / Под ред. В.В.Налимова.- М.: Мир, 1969.- 247 с.

83. Кувандыков И, III. Методика определения нефтесодержания в промысловых эмульсиях.- РНТС Нефтепромысловое дело, 1983, вып.1,с. 18-19

84. Кувандыков И.Ш. Определение объемного содержания водной фазыв продукции нефтяных скважин.- РНТС Нефтепромысловое дело, 1980, вып.б, с. 45-46

85. Способ определения плотности нефти в водонефтяных эмульсиях

86. И.Ш.Кувандыков.- Заявка на изобретение Р 3612134/25, по которой вынесено решение о выдаче авторского свидетельства

87. Воскресенский П.И, Техника лабораторных работ.- М.: Химия, 1973.- 717 с.

88. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. д-ра техн. наук проф. Ш.К.Гиматудинова.- М.: Недра, 1974.- 703 с.

89. Аширов К.В., Выжигин Г.Б., Данилова Н.й. и др. Изменение кол-лекторских свойств продуктивных пластов при разработке залежей. Нефтяное хозяйство, 1980, Р 3, с. 29-33

90. Оруджева Э.С., Прок И.Ю., Троицкий В.Ф. О методике распределения дебитов при раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине.- Нефтяное хозяйство, 1967, Р I, с. 52-55

91. Кузьмин В.М., Акопов Э.А., Махмудов Ю.А. и др. Оперативный метод определения дебитов верхнего и нижнего насосов в установках типа УТР.- Техника эксплуатации скважин: Труды / ВНИИ М., 1978, вып. 67, с. I0I-I071. АКТ

92. Сорочинск-М.Трошин 1981 г.о внедрении методики определения раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин14 июля 1981 г. г.Сорочинск1. Комиссия в составе:

93. Скляров В.Н.- главный геолог НГДУ" "Сорочинскнефть" (председ.)

94. Куленков В.П.- начальник геологического отдела НГДУ

95. Орехов В.К.- начальник ЦИТС НГДУ

96. Казаков Н.А.- начальник ПТО

97. Гребенщикова О.С.- старший геолог

98. Ичетовкина Л.Н.- зав. химлабораторией НГДУ

99. Суховерикова Л.Н.- лаборант

100. Согласно методике, для определения раздельного дебита скважин, эксплуатирующих совместно турнейский (Bj) и бобриковский

101. Определение анилиновых точек показательных фракций проводят по ГОСТ 12329-77 с точностью 0,1 °С.

102. Расчет раздельного дебита проводят по формулам:1. Ф= -------- ; Q8 = Q -ф ,1. ХА (тВ^)где Т\ Т* и Т ашшшовые точки показательных фракций в °С, ХА иХ - массовые %% показательных фракций.

103. После обсуждения результатов испытания методики на нефтях Никольского и Родинского месторождений и разделения дебитов скважин Ш 359, 272, 427, 200 и 470 по пластам Bj и Eg, комиссия постановила:

104. Принять к использованию в БГДУ рассмотренную методику, возложив авторский надзор на ЦНИЛ в лице тов. Кувандыкова И.Ш.

105. Оказать помощь со стороны разработчика методики в укомплектовании химлаборатории НГДУ приборами для отбора показательных фракций и определения их анилиновых точек, а также при графической интерпретации результатов по усредненным характеристикам пластов.

106. Просить автора методики разработать аналогичную методику для определения раздельных дебитов по пластовым водам.

107. Подписи: Председатель Члены комиссии

108. Скляров В.Н. Куленков В.П. Орехов В.К. Казаков Н.А. Гребенщикова О.С.

109. Все это позволило осуществить более точный контроль за полнотой выработки запасов нефти по каждому эксплуатационному объекту.

110. Главный/Э?еолог НГД7 "Сорочинскнефть"< * 1лг'1

111. Начальник НШ1а НГДУ "Сорочинскнефть"1. В.Куленков1. А.Перунов1. ДВЕРЕДДЮ" НГДУ "Бузулук

112. В. А. Сидоров преля 198I г.1. АКТо внедрении методики определения раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин6 апреля 1981 г. г.Бузулук1. Комиссия в составе:

113. Савицкий И.Н.- главный геолог НГДУ "Бузулукнефть" (дредседат.)

114. Шапов А.В.- начальник отдела разработки НГДУ

115. Максимов В.Т.- начальник ВДИПРа НГДУ

116. Аксенова Н.П.- начальник НИЛа

117. Зуева Т.П.- инженер-химик ВШа

118. Еремин А.А.- старший геолог н/п № I

119. Хромых Н. старший геолог н/п J& 2

120. Петров В.А.- старший инженер ЦНИЛа "Оренбургнефть"

121. Отгонку показательных фракций проводят с помощью прибора для равновесного испарения, обеспечивающего отбор одного и того же объемного процента из каждой нефти.

122. Определение анилиновых точек показательных фракций проводят по ГОСТ 12329-77 с точностью 0,1 °С.

123. Полученные аналитические данные подставляют в специальные расчетные формулы, позволяющие определять раздельные дебиты как двух- , так и трехпластовых скважин.

124. После обсуждения результатов испытания методики на нефтях Бобровского месторождения и сопоставления полученных результатов с имеющимися предположительными данными по раздельной эксплуатации пластов А4, 02, 03, 04 и 05 ,комиссия постановила:

125. Принять к использованию в НГДУ рассмотренную методику, возложив авторский надзор на ЦНИИ "Оренбургнефть" в лице тов. Кувандыкова И.Ш.

126. Передать ЦНШРу НГДУ 4 приемника для сбора показательных фракций нефтей, прибор для определения их анилиновых точек,а также нагреватель типа "Шмель" для отгонки показательных фракций.1. Подписи:

127. База сравнения и метод расчета

128. За базу сравнения принимается метод определения дебитов многопластовых скважин с разделением пластов пакером, которое осуществляется бригадой капитального ремонта скважин.

129. Экономическая эффективность достигается за счет сокращения затрат на капитальный ремонт скважины.

130. Расчет экономической эффективности

131. Расчет затрат до внедрения методики

132. I.I Затраты на КРС по одной скважине

133. Количестве труб НКТ в подвеске с 73ЦН: 1600 м : 9 м = 178 шт

134. Количество труб НКТ в подвеске с пакером: 2400 м : 9 м = 267 шт

135. Время, затрачиваемое на подъем НКТ с УЭЦН:2 подъема X 178 шт X 2,8 мин = 996,8 мин = 16,61 час

136. Время, затрачиваемое на спуски НКТ с УЗДН :2 спуска X 178 шт X 2,2 мин = 783,2 мин = 13,05 час

137. Время, затрачиваемое на спуск НКТ с пакером:267 шт X 1,8 мин = 480,6 мин 8,01 час

138. Время, затрачиваемое на подъем НКТ с пакером:267 шт X 2,04 мин = 544,7 мин =9,08 час

139. Продолжительность работы бригады КРС при определении дебитов по одной скважине: 16,61 + 13,05 + 8,01 + 9,08 = 46,75 час

140. Стоимость работы бригады КРС: 46,75 час X 39,1 руб/час= 1828 руб-1612.1.2 Затраты на капитальный ремонт скважины при определении раздельных дебитов на 8 скважинах два раза в год:3j= 1828 руб X 2 X 8 скв. = 29248 руб

141. Экономический э&фект составляет: Э = ( 3j- 32) = 29248 73 = 2SI75 руб

142. J Способ эксплуатации УЗЦП 7ЭЩ1) Глубина подвесил НКТ м 1600 1600

143. Средняя глубина залегания пласта м 2400 2400j Ср едн е сут очный д е бп т т/сут 127,6 127,6

144. Количество измерений дебита одной сквашшыв год операция 2 2

145. Операции при определении дебита одной сквашшы:

146. Подъем НКТ с 7сЦН операц. о с.

147. Спуск НКТ с УЗЦИ ~ > >— о ъ3. Спуск НКТ с пакером I

148. Подъем НКТ с пакером 5) —» г ~ I —

149. Количество операторов по исследованию сква-

150. Глин, занятых на измерении дебитов 8 скваг-хин чел. о /О

151. Время, необходимое для определения дебитов 8скванин час. о лo Тарифная ставка оператора 3 разряда о. • Г-О П Оо, О 58,6i Стоимость работы A8I.I-G руб. 1,4 1,4час

152. Стоимость работы бригады ICPC 39,1 39,1з Норма времени на подъем I трубы с УЗЦП глин о ° <0, о о ° о

153. А Норма времени на спуск I трубы с 7ЩИ мин 9 о N/ J /0 2,212 3 4 5

154. Норма времени на подъем I трубы с пакерогл мин 2,04 2,04

155. Норма времени на спуск I трубы с пакерои мин 1,0 1,0

156. Начальник НТО 1ET.iv' "Сорочпнскнефть"1. Гл. брага л тер ИГДУvорочинскнесотьчальник ОТ и 3 "Сорочинскнефть"11.А.1\£13аК0В1. Л.Г.Егорованачальник геологического отдела НГДУ "Сорочинскнейть"1. А. 1:1. Руденко1. Б.П.Куленков1. УТВЕРЖДАЮ:

157. Комиссия в составе: Клейменов B.Q.- начальник отдела добычи объединения /председатель/

158. Скрипник A.M. главный инженер НГДУ "Бузулукнефть",

159. Трошин С.М.- главный инженер НГДУ "Сорочинскнефть",

160. Для нахождения плотности безводной товарной нефти аналитические данные / Гэ, Гф, Xj и С / подставляют в расчетную формулу:1. Г.• Це /100-С/н1. Г, 7100-е/ хф

161. Например, при 0,887 г/см3, = 1,125 г/см3,

162. Xj = 16,5 % /объемных/ и С = 18,4 % /массовых/ плотность безводной товарной нефти составила 0,835 г/см3:1,125 • Го,887 /100-18,4/ 16,5. )fH = —--------------------------------- = 0,835 г/см51,125 7100-18,4/ 16,5

163. НГДУ "Октябрьск-й.Г.Астафьев ГЙ084 года1. АКТv4 'о внедрении способа распре тов совместно эксплуатируемых нефтеносных пластов методом "анилиновых точек"10 августа 1984 года р/п Серафимовский БАССР1. Комиссия в составе:

164. Калинский Б.А. главный геолог НГДУ /председатель/

165. Fty-бин М.И. начальник геологического отдела

166. Иксанов Ф.С. главный технолог

167. Куприянов Н.В. старший геолог

168. Рамазанов Ю.А. старший инженер производственного отдела

169. Колесников А.И. старший геолог ЦДНГ-2

170. Володина B.C. старший геолог ЦЦНГ-3

171. Астафьева Н.И. геолог ЦДНГ-3

172. Маркова А.Ф. зав. лабораторией ЦНИПРа

173. Бусыгина Л.В. инженер ЦНИПРа

174. Хуснутдинова К.Х. техник ЦНИПРа

175. Кислова Л. А. инженер лаборатории № 18 БашНИПИнефти

176. Отбор и подготовка проб к анализу

177. Отбор обезвоженных нефтей из бутылок, в которых произошло осаждение водной фазы, производят с помощью пипеток Мора.-1683.

178. Отгонка показательных фракций

179. Определение анилиновых точек

180. Равнообъемные анилиновые точки показательных фракций косвенно отражают естественные различия их структурно-группового состава и используются по методике в качестве основного признака пластовой принадлежности исследуемых нефтей.

181. Определение анилиновых точек проводят по ГОСТ 12329-77 с помощью прибора, состоящего из пробирки, вставленной на корковой пробке в пробирку-муфту из термостойкого стекла, а также термометра с ценой деления 0,1 °С и мешалки.

182. Результаты распределения дебитов пластов записывают в форме таблицы, где один из пластов условно обозначают А, другой -В и т.д. /колонка I/.

183. Ошибка определения в искусственной смеси составляет 4 %.б.

184. Результаты распределения дебитов пластов методом "анилиновых точек" на Стахановском месторождении 16-19 июля 1984 года

185. СКВ. Дебит жидкости^3 Обводненность продукции, %% Дебит нефти, м3 Доля л гчастия Ани л. точка фракции, °С

186. Пласт в общем дебите серии,% при составлении усред ненной пробы, мл12 3 4 5 6 7 8740 2,2 32 1,50 24,6 148

187. Gi+ciI 737 5,6 25,8 4,16 - Т=60,5

188. Q8 = Q = 100 - 42,1 = 57,9 % т.е. доля участия бобрика dp составляет 57,9-1727.

189. Принять к использованию в НГДУ "Октябрьскнефть" рассмотренную методику для контроля за разработкой совместно эксплуатируемых пластов и оценки эффективности различных геолого-технических мероприятий.

190. Передать ЦНИПРу НГДУ комплект приборов для отгонки показательных фракций нефти и определения их анилиновых точек.1. Калинский Б.А.

191. Члены комиссии;^, I'^l^ ^"'!1. ЬО^^ Бубин ^ Иксанов Ф.С.

192. Куприянов Н.В^^ИРамазанов Ю.А. j&aШШйк Колесников АИ/^^&лодина В.С. JlMsCLfiK^bj Маркова А.Ф. st^e^ko,тафьева НИ ъВу^ Бусыгина Л.В. J; /'( Хуснутдинова Кислова Л.А.^^^^увандыков ИШ