2.2 Технология многоуровневого экологического мониторинга в целях информационного обеспечения безопасности морской добычи нефти и газа. Мониторинг добычи нефти


Мониторинг разработки нефтяных месторождений Югры

Направления деятельности >>> Научно-практическая

Мониторинг разработки нефтяных месторождений

 

В результате многолетних работ отделения мониторинга разработки нефтяных месторождений создана многоуровневая информационная система, на основе которой производится контроль за выполнением технологических решений проектных документов и постановлений ЦКР, оценивается реализация запроектированной системы разработки по 50 технологическим показателям 277 лицензионных участков, характеризующих деятельность 59 недропользователей округа и 10 вертикально интегрированных нефтяных компаний.

На основе данных мониторинга разработки была произведена классификация лицензионных участков округа по выработанности запасов, позволяющая оценивать рациональность использования и полноту выработки запасов.

Одним из основных направлений научно-практической деятельности отделения мониторинга разработки является прогнозирование выработки запасов нефти по месторождениям Югры. Для успешного решения поставленных задач ведутся исследовательские работы по ряду направлений: • пути повышения эффективности выработки запасов; • геолого-промысловый анализ разработки на основании интерпретации петрофизических, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин; • учет напряженно-деформационного состояния продуктивного пласта при проектировании систем разработки; • влияние микро- и макронеоднородности на нефтеотдачу коллекторов; • разработка технологий по вовлечению в эксплуатацию низкопроницаемых коллекторов; • контроль выполнения недропользователями проектных показателей по месторождениям ХМАО-Югры; • создание и актуализация секторных геологических и фильтрационных моделей (в программных продуктах Roxar Irap RMS, Tempest&MORE,  Baspro) для оптимизации системы воздействия и формирования адресной программы ГТМ на перспективных участках объектов разработки.

 Наряду с использованием специализированных программных продуктов осуществляется разработка собственных программ, учитывающих комплекс геолого-физических данных для построения карт разработки; оценки связности коллекторов и распределения нагнетаемой воды; анализа промысловых показателей по скважинам; а также программные модули оптимизации процессов моделирования.

В отделении мониторинга разработки создана экспертная система разработки нефтяных месторождений Югры, позволяющая оценивать сценарии разработки в зависимости от изменения факторов, влияющих на добычу нефти.

Разработаны методики прогнозирования показателей разработки (АЛГОМЕС-1 и АЛГОМЕС-2), в том числе и в двойных средах, используемые для оценки добычи нефти по месторождениям Ханты-Мансийского автономного округа на ближайшую и длительную перспективу (2030 год) с целью экономического и социального планирования развития региона.

Специалисты принимают участие в экспертизе технологических решений в рамках деятельности ЦКР и выполнении проектных решений для Правительства округа и Росприроднадзора.

Сотрудники отделения являются авторами трех книг по вопросам совершенствования разработки нефтяных месторождений. Также в коллективе были выполнены и успешно защищены 5 диссертационных работ.

За создание системы мониторинга разработки нефтяных месторождений Югры авторский коллектив сотрудников отделения был отмечен премией им.В.И.Муравленко.

 

База данных мониторинга добычи

БД

Предметной областью информационного обеспечения являются эксплуатационные скважины, когда-либо пробуренные на территории округа, история эксплуатации и ежемесячная характеристика работы и состояния каждой из них, а также показатели эксплуатации объектов разработки, лицензионных участков и месторождений.

База пополняется отчетными документами от недропользователей, такими как МЭР (месячный эксплуатационный рапорт), справочник скважин, состояние фонда скважин.

Ежемесячно от 80 нефтедобывающих предприятий округа в базу данных передается около 500 отчетных документов о работе и состоянии более 183,5 тысяч скважин. Кроме того, база содержит интегрированные расчетные показатели по каждой скважине, предприятию, месторождению, лицензионному участку и т.п. 

За год объем информации увеличивается более чем на 17 миллионов записей (строк документов), из них первичной информации более 11 миллионов записей. На конец 2016 года база данных по добыче содержит информацию за последние 20 лет и составляет более 253 млн. записей. Полученные данные проходят строгий контроль на полноту и достоверность.

На основе собранной информации генерируется большой пакет стандартных отчетов, таких как: – динамика основных показателей разработки; – распределение малодебитного фонда; – квартальная сводка о состоянии фонда.

Кроме того, выполняется множество нестандартных запросов к базе, решаются такие аналитические задачи, как «Оценка эффекта от интенсификации», «Прогноз добычи нефти», «Потенциал добычи градообразующих субъектов» и другие.

Пользователями информации являются: Правительство Югры, Департамент по недропользованию и природопользованию ХМАО-Югры, Департамент экологии ХМАО-Югры, ТО ЦКР АО, недропользователи, подразделения ЦРН.

Для решения различных задач по запросам к базе данных ежегодно формируется более одной тысячи документов, представляемых в виде таблиц, графиков и т. д.

 

 

 

www.crru.ru

Устройство для мониторинга скважины в процессе добычи нефти или газа

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при добыче нефти или газа для мониторинга технологических процессов в скважине. Техническим результатом является повышение точности получаемой информации. Устройство для мониторинга скважины в процессе добычи нефти или газа содержит автономные геофизические приборы, установленные ниже добычного насоса в интервалах исследуемых пластов с помощью якорей. При этом над верхним якорем закреплена направляющая воронка, в верхней части которой вмонтирован на лапах хвостовик, а в нижней части размещена контактная втулка для подключения кабельного наконечника. Над и под добычным насосом закреплены верхний и нижний цилиндры, раструбы которых направлены вверх и вниз соответственно, причем одна из стенок раструба расположена вертикально на расстоянии 3-5 мм от внешней поверхности цилиндра. Между верхним и нижним цилиндрами в отверстиях раструбов установлена трубка, в которой с возможностью перемещения размещен геофизический кабель, имеющий на конце контактный стержень, при этом выше направляющей воронки и выше раструба верхнего цилиндра смонтированы колокола, каждый из которых выполнен диаметром, меньшим раструба соответствующей воронки на два диаметра геофизического кабеля плюс 10-15 мм. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для мониторинга технологических процессов в скважине при добыче нефти или газа, в том числе для мониторинга процессов в многопластовой скважине при совместной разработке нескольких пластов (многопластовая добыча).

При существующей необходимости постоянного контроля технологических процессов во время добычи нефти и газа попытки создать оборудование для технологии мониторинга работающих или строящихся скважин продолжаются постоянно (Системы контроля за траекторией ствола скважины за рубежом. Серия Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980, с.4; Системы, требующие остановки бурения для получения информации, с.27; Системы, не требующие остановки бурения для получения информации, с.34; Системы с проводным каналом связи, с.48; Системы с передачей информации в виде импульсов давления по столбу бурового раствора, с.65; Системы с электромагнитным каналом связи по породе и по колонне бурильных труб, с.68; Системы с использованием акустических колебаний; С.Н.Бузиков, И.Д.Умрихин. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - М.: Недра, 1995; Р.Н.Дияшев. Исследование эффективности совместной и раздельной разработки неоднородных нефтенасыщенных коллекторов многопластовых нефтяных месторождений // Каротажник, 2003, №109, с.147-166).

Недостатком известных устройств является то, что они выдают на поверхность информацию с искажениями. Причина заключается в том, что из-за невозможности передачи информации на поверхность от установленных в скважине приборов по геофизическому кабелю информацию передают по жидкости, по колонне, по НКТ, по жилам силового кабеля, питающего насосы электоэнергией и т.п. Такой путь передачи информации имеет много помех (шумов), которые трудно отделить от истинной информации о скважинных процессах.

Наибольшая же потребность в мониторинге скважин имеется при многопластовой добыче. Известные устройства мониторинга, имеющие приведенные выше недостатки, для многопластовых скважин вообще не подходят, т.к. в этом случае существенно увеличивается объем передаваемой информации о процессах, происходящих в интервалах каждого из пластов, и, соответственно, многократно возрастают помехи.

Частично указанные проблемы решены в известном устройстве для мониторинга работающей скважины, принятом за прототип (см. А.И.Ипатов, М.И.Кременецкий. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. - М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований», 2005, с.222). Согласно прототипу устройство содержит автономные геофизические приборы, устанавливаемые ниже добычного насоса в интервале каждого исследуемого пласта с помощью якорей.

Недостатком известного изобретения является получение результатов после остановки добычи и извлечения приборов, т.е. спустя некоторое время. В случае многопластовой добычи именно в этот период времени имеют место перетоки флюида из пласта в пласт и повлиять на этот негативный процесс нет никакой возможности до расшифровки информации в памяти приборов, определения дебита пластов, динамического давления флюида и т.п. характеристик с последующей корректировкой перетоков геолого-техническими мероприятиями.

Задачей предложенного изобретения является создание устройства для мониторинга скважины, лишенного указанных недостатков.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является возможность получения на любом этапе процесса добычи достоверной неискаженной информации о технологических процессах в реальном времени, что позволяет оперативно и качественно оптимизировать процесс добычи.

Указанный технический результат достигается тем, что в устройстве для мониторинга скважины в процессе добычи нефти или газа, содержащем автономные геофизические приборы, установленные ниже добычного насоса в интервалах исследуемых пластов с помощью якорей, согласно изобретению над верхним якорем закреплена направляющая воронка, в верхней части которой вмонтирован на лапах хвостовик, а в нижней части размещена контактная втулка, заизолированная от направляющей воронки и подключенная к проводам от автономных геофизических приборов с вмонтированным в нее с возможностью перемещения подпружиненным сдвоенным поршнем, над добычным насосом закреплен верхний цилиндр, имеющий сквозную воронку, раструб которой направлен вверх и соизмерим с диаметром цилиндра, причем одна из стенок воронки расположена вертикально на расстоянии 3-5 миллиметров от внешней поверхности цилиндра, и нижнее отверстие которой соизмеримо с диаметром геофизического кабеля, под добычным насосом закреплен нижний цилиндр, имеющий сквозную воронку, раструб которой направлен вниз и соизмерим с третью диаметра цилиндра, причем одна из стенок воронки расположена вертикально на расстоянии 3-5 миллиметров от внешней поверхности цилиндра, и верхнее отверстие которой соизмеримо с диаметром геофизического кабеля, между верхним и нижним цилиндрами в отверстиях воронок установлена трубка, в которой с возможностью перемещения размещен геофизический кабель, имеющий на конце контактный стержень, заизолированный от брони геофизического кабеля и подключенный к его проводам, при этом выше направляющей воронки и выше воронки верхнего цилиндра смонтированы колокола, каждый из которых выполнен диаметром, меньшим раструба соответствующей воронки на два диаметра геофизического кабеля плюс 10-15 мм.

Установка над верхним якорем направляющей воронки обеспечивает беспрепятственное прохождение геофизического кабеля с контактным стержнем на конце до контакта с контактной втулкой, размещенной в нижней части направляющей воронки.

Хвостовик в верхней части направляющей воронки необходим для захвата якоря при его установке-снятии в скважине, а монтаж хвостовика на лапах не препятствует прохождению геофизического кабеля с контактным стержнем на конце внутрь направляющей воронки.

Монтаж в контактной втулке подпружиненного поршня обеспечивает защиту втулки от заиливания и, как следствие, надежный электрический контакт стержня с втулкой.

Установка над добычным насосом и под ним верхнего и нижнего цилиндров с выполненными в них сквозными воронками, между которыми размещена трубка, обеспечивает беспрепятственный спуск и подъем геофизического кабеля с контактным стержнем на конце вдоль корпуса добычного насоса в пространство под насосом к установленным на якорях приборам. Выполнение сквозных воронок с расположением одной из стенок вертикально на расстоянии 3-5 миллиметров от внешней поверхности верхнего и нижнего цилиндров необходимо для того, чтобы геофизический кабель проходил как можно ближе к внутренней стенке колонны и не препятствовал установке добычного насоса.

Использование геофизического кабеля в качестве средства передачи информации обеспечивает высокое качество передаваемой на поверхность информации. Кроме того, за счет свойств гибкости кабель, направляемый воронками, достаточно легко проходит по всей конструкции устройства.

Установка колоколов над воронкой верхнего цилиндра и над направляющей воронкой обеспечивает отвод мусора в зазоры между внутренней стенкой колонны и, соответственно, верхним цилиндром и направляющей втулкой. С другой стороны, выполнение колоколов с указанными диаметрами позволяет контактному стержню, расположенному на конце геофизического кабеля, беспрепятственно проходить в зазоры между колоколами и раструбами воронок.

Предложенное выполнение элементов устройства позволяет выполнять спуск и подключение геофизического кабеля с контактным стержнем на конце тремя способами:

- спустить геофизический кабель в скважину до спуска добычного насоса и состыковать контактный стержень с расположенной в направляющей воронке контактной втулкой, к которой подключены провода приборов. Это необходимо для предварительной проверки работы приборов, наличия режима дискретности для поочередной передачи показаний приборов от всех пластов. После этого кабель извлекают на поверхность, чтобы затем спустить его или совместно с добычным насосом, или после его спуска;

- спустить геофизический кабель в скважину совместно с добычным насосом, для чего контактный стержень и часть геофизического кабеля пропускают через воронки верхнего и нижнего цилиндров и соединяющую их трубку и опускают ниже добычного насоса на глубину, равную расстоянию верхнего якоря от добычного насоса после его установки. Дальнейший спуск геофизического кабеля выполняют совместно с добычным насосом. При достижении расчетной глубины спуска добычного насоса геофизический кабель контактным стержнем стыкуют с контактной втулкой в направляющей воронке, установленной над якорем, для обеспечения передачи информации на поверхность;

- спустить геофизический кабель в скважину после спуска и установки добычного насоса на заданной глубине. В этом случае геофизический кабель с контактным стержнем пройдут через воронки и трубку мимо добычного насоса и при дальнейшем спуске войдут в контакт с контактной втулкой в направляющей воронке. И далее геофизический кабель готов к передаче информации от приборов на поверхность в запланированном дискретном режиме от каждого пласта.

После проведения исследований работы пластов в течение нескольких часов или дней в любом из трех случаев принимают решение либо о прекращении добычи и проведении мероприятий по оптимизации процесса добычи (в случае многопластовой добычи - это мероприятия по устранению перетоков флюида из пласта в пласт), либо о продолжении исследований с передачей информации на поверхность, либо об извлечении геофизического кабеля и продолжении добычи с записью параметров технологического процесса в память приборов.

Может быть также принято решение опустить геофизический кабель спустя несколько дней или месяцев для проверки в режиме реального времени параметров технологических процессов добычи с последующим принятием решений о продолжении процесса добычи или его прекращении для проведения мер по оптимизации. Подобные спуски геофизического кабеля для мониторинга скважины в реальном времени можно повторять многократно, исходя из производственных потребностей.

При необходимости кабель можно и не извлекать, постоянно передавая параметры работы пластов в реальном времени.

Таким образом, запланированный технический результат достигается в любом из случаев.

Предложенное устройство, позволяющее реализовать способ мониторинга, показано на чертежах, где изображены:

- на фиг.1 - продольный разрез устройства;

- на фиг.2 - поперечный разрез А-А устройства над направляющей воронкой;

- на фиг.3 - местный вид Б узла контактной втулки.

Устройство для мониторинга скважины (см. фиг.1) содержит автономный геофизический прибор 1, установленный в скважине на якоре 2 ниже добычного насоса 3. В условиях многопластовой добычи устройство содержит автономные геофизические приборы 1 по количеству исследуемых пластов, при этом каждый из приборов 1 закреплен на якоре над соответствующим пластом.

Над якорем 2 установлена направляющая воронка 4, в верхнюю часть которой вмонтирован на лапах 5 хвостовик 6 для установки-снятия якорей 2. В нижней части направляющей воронки 4 размещена заизолированная от нее контактная втулка 7, к которой подсоединены провода 8 от приборов 1. Внутри контактной втулки 7 размещен выполненный сдвоенным подпружиненный снизу поршень 9.

Над добычным насосом 3 закреплен верхний цилиндр 10, в котором имеется сквозная воронка 11. Воронка 11 выполнена следующим образом: одна из ее сторон выполнена вертикально на расстоянии 3-5 мм от внешней поверхности цилиндра 10, раструб воронки направлен вверх и соизмерим с диаметром цилиндра 4, нижнее отверстие воронки соизмеримо с диаметром геофизического кабеля. Под насосом 3 закреплен нижний цилиндр 12, имеющий сквозную воронку 13, выполненную следующим образом: одна из ее сторон выполнена вертикально на расстоянии 3-5 мм от внешней поверхности цилиндра 12, раструб воронки направлен вниз и соизмерим с одной третьей части диаметра цилиндра 12, а верхнее отверстие воронки соизмеримо с диаметром геофизического кабеля. Технологически каждый из цилиндров 10 и 12 выполнен из двух частей, соединенных вдоль продольной оси скобами и крепежными элементами (позициями не обозначены).

Между верхним цилиндром 10 и нижним цилиндром 12 в отверстиях воронок 11 и 13 установлена трубка 14.

В воронке 11, трубке 14 и воронке 13 размещен геофизический кабель 15. На конце геофизического кабеля 15 имеется контактный стержень 16, заизолированный от брони кабеля 15 и подключенный к проходящим внутри него проводам.

Выше направляющей воронки 4 смонтирован колокол 17, а выше верхнего цилиндра 10 смонтирован колокол 18. Колокола 17 и 18 имеют диаметры, меньшие диаметров раструбов, соответственно, направляющей воронки 4 и воронки 11 на два диаметра геофизического кабеля 15 плюс 10-15 мм. Расстояние между колоколом 17 и направляющей воронкой 4 и между колоколом 18 и верхним цилиндром 10 выдержано из условия скатывания мусора в зазоры между стенкой колонны и, соответственно, направляющей воронкой 4 и верхним цилиндром 10.

Выполняют мониторинг скважины следующим образом.

Вначале в скважину спускают геофизические приборы 1 и закрепляют их над каждым разрабатываемым пластом с помощью якорей 2. Над верхним якорем 2 закрепляют направляющую воронку 4, для установки-снятия которой используют вмонтированный на лапах 5 хвостовик 6. При проведении мониторинга многопластовой скважины подобными хвостовиками оборудован каждый из якорей, установленных в интервалах исследуемых пластов.

Затем в скважину спускают на геофизическом кабеле 15 контактный стержень 16, проводят его по колоколу 17 и опускают по направляющей втулке 4 до контакта с поршнем 9. Стержень 16 перемещает поршень 9 вниз и входит в контакт с контактной втулкой 7 (одновременно происходит смазка контактов маслом для удаления воды и загрязнений). Посредством указанного контакта показания от приборов 1 передаются по проводам геофизического кабеля 15 на устье скважины. На основании поступающей информации на поверхности проводят первичные расчеты. После этого геофизический кабель 15 извлекают на поверхность.

На устье скважины монтируют на колонне насосно-компрессорных труб, на которой насос 3 спускается в скважину, верхний 10 и нижний 12 цилиндры - непосредственно над и под добычным насосом 3. Между отверстиями сквозных воронок 11 и 13 устанавливают трубку 14. Монтируют выше верхнего цилиндра 10 колокол 18 из условия, чтобы мусор не попадал в сквозную воронку 11, а скатывался вдоль внутренней стенки колонны.

После установки на заданной глубине скважины добычного насоса 3 в указанной сборке насос 3 включают в работу. Спущенный совместно с насосом 3 геофизический кабель 15 обеспечивает передачу информации от геофизических приборов 1 практически сразу после спуска, следовательно, параметры технологического процесса над каждым пластом будут определены сразу же. Если поступающая информация свидетельствует о перетоках флюида из пласта в пласт, то добычу прекращают и извлекают геофизический кабель 15, добычный насос 3, направляющую воронку 4 вместе с верхним якорем 2 и приборами 1, а также расположенные ниже якори с закрепленными под ними автономными геофизическими приборами.

По расчетам, произведенным на основании показаний приборов 1, в скважине проводят геолого-технические мероприятия по устранению пластовых перетоков, например пакеруют маломощный пласт, принимающий флюид.

После этого устанавливают в прежнее положение якори 2 с приборами 1, направляющую воронку 4 и геофизический кабель 15 и передают на поверхность показания приборов 1. После спуска насоса 3 проверяют параметры технологических процессов в интервалах пластов. Если работа пластов удовлетворительна, то геофизический кабель 15 извлекают, а запись параметров технологических процессов ведут в память приборов 1.

С целью периодического контроля работы пластов геофизический кабель 15 спускают в скважину и извлекают по описанной выше схеме.

Устройство для мониторинга скважины в процессе добычи нефти или газа, содержащее автономные геофизические приборы, установленные ниже добычного насоса в интервалах исследуемых пластов с помощью якорей, отличающееся тем, что над верхним якорем закреплена направляющая воронка, в верхней части которой вмонтирован на лапах хвостовик, а в нижней части размещена контактная втулка, заизолированная от направляющей воронки и подключенная к проводам от автономных геофизических приборов с вмонтированным в нее с возможностью перемещения подпружиненным сдвоенным поршнем, над добычным насосом закреплен верхний цилиндр, имеющий сквозную воронку, раструб которой направлен вверх и соизмерим с диаметром цилиндра, причем одна из стенок воронки расположена вертикально на расстоянии 3-5 мм от внешней поверхности цилиндра, и нижнее отверстие которой соизмеримо с диаметром геофизического кабеля, под добычным насосом закреплен нижний цилиндр, имеющий сквозную воронку, раструб которой направлен вниз и соизмерим с третью диаметра цилиндра, причем одна из стенок воронки расположена вертикально на расстоянии 3-5 мм от внешней поверхности цилиндра, и верхнее отверстие которой соизмеримо с диаметром геофизического кабеля, между верхним и нижним цилиндрами в отверстиях воронок установлена трубка, в которой с возможностью перемещения размещен геофизический кабель, имеющий на конце контактный стержень, заизолированный от брони геофизического кабеля и подключенный к его проводам, при этом выше направляющей воронки и выше воронки верхнего цилиндра смонтированы колокола, каждый из которых выполнен диаметром, меньшим раструба соответствующей воронки на два диаметра геофизического кабеля плюс 10-15 мм.

www.findpatent.ru

2.2 Технология многоуровневого экологического мониторинга в целях информационного обеспечения безопасности морской добычи нефти и газа. Экологический мониторинг нефтяных загрязнений

Похожие главы из других работ:

Добыча и транспортировка газа

2.2 Технология добычи

Природный газ находится в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километров. Сверхглубокой скважиной недалеко от города Новый Уренгой получен приток газа с глубины более 6000 метров. Рис 2.2...

Концепция устойчивого развития и проблема экологической безопасности

Процесс глобализации обеспечения безопасности

Развернувшийся процесс глобализации существенно влияет на постановку проблемы безопасности. Становится очевидным, что усилия, направляемые на обеспечение безопасности отдельно взятого объекта безопасности - государства, общества, личности...

Негативное воздействие нефтегазодобывающей промышленности

1.2 Экологическая ситуация в районах широкомасштабной добычи нефти и газа

Объекты нефтедобычи по степени воздействия на окружающую природную среду находятся среди лидеров во многих регионах Российской Федерации...

Обеспечение экологической безопасности на военных объектах

3. Методы обеспечения экологической безопасности на военных объектах

Для обеспечения экологической безопасности на военных объектах были выделены следующие меры: · правовые и нормативно-методические; · административные; · эколого-экономические; · научно-методические; · инженерно-технические; ·...

Оценивание опасности аварии на хранилище жидких углеводородов

4. Организация службы обеспечения безопасности на ООО «РН-Туапсенефтепродукт»

нефть эксплуатационный опасность разлив В пределах зоны действия плана ликвидации розлива нефтепродуктов (далее ЛРН) предприятие обязано обеспечить ликвидацию разлива нефти и нефтепродуктов независимо от источника...

Оценка и картографирование качества окружающей среды в городе (Краснодар)

1. Принципы и подходы информационного обеспечения картографирования городской среды

...

Очистка NOx в промышленных выбросах

4.3 Технология, разработанная в РГУ нефти и газа им. Губкина

Разработанная технология обеспечивает более высокую степень очистки газов при меньшем удельном расходе восстановителя по сравнению с известными некаталитическими технологиями...

Природоохранные мероприятия по снижению выбросов в атмосферу на примере предприятия "Варан"

Глава 2. Технология добычи нефти шахтным способом и рациональное использование минеральных ресурсов

В 1966-71 годах в научно-исследовательских институтах «ВНИИнефть» и «ПечорНИПИнефть» была обоснована технология термошахтной добычи нефти...

Радиационная гигиена, её нормативы. Варианты утилизации радиоактивных отходов

3. Обеспечения безопасности хранилищ РАО

1. Обосновать текущий уровень безопасности хранилища РАО (в период до его консервации и закрытия) и определить необходимость вмешательства для обеспечения радиационной безопасности работников (персонала) и населения. 2...

Способы обеспечения экологической безопасности транспортных систем

1. Проблемы обеспечения экологической безопасности автотранспорта

Негативные последствия функционирования транспорта обусловливают необходимость усиления работы по охране окружающей среды и природопользованию как со стороны государства...

Экологическая безопасность

Средства обеспечения экологической безопасности

Обеспечение экологической безопасности процессов производства, хранения, перевозки, утилизации продукции осуществляется посредством: - применения машин и оборудования с конструктивными характеристиками...

Экологические проблемы атомных электростанций

Обеспечения радиационной безопасности

Обеспечение радиационной безопасности - это, прежде всего обеспечение безопасности человека. Международная комиссия по радиологической защите (МКРЗ) считает, что если обеспечена радиационная безопасность человека...

Экологические проблемы нефтедобывающей промышленности

Добыча нефти и газа

Породы с крупными порами, в которых собирается нефть, называются резервуарными или коллекторами. Поры между частицами заполняются смесью нефти...

Экологические проблемы нефтедобывающей промышленности

Современная технология добычи нефти

Процесс добычи нефти можно условно разделить на 3 этапа: 1 - движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин...

Экологический мониторинг радиоактивной обстановки в городе Краснокаменск

2.3 Схема информационного мониторинга на предприятии

Производственная деятельность АООТ «ППГХО» - сложного многофункционального производства, сопровождается размещением в окружающую среду большого количества отходов в газообразном, жидком и твёрдом состояниях...

eco.bobrodobro.ru

17. Мониторинг нефтяного загрязнения » Бауманки.НЕТ

17. МОНИТОРИНГ НЕФТЯНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ

Мониторинг - система долгосрочных наблюдений, оценки, контроля и прогноза состояния и изменения объектов. Принято делить мониторинг на базовый (фоновый), глобальный, региональный и импактный (в особо опасных зонах и местах), а также по методам ведения и объектам наблюдения (авиационный, космический, окружающей человека среды).

Поисково-разведочные работы на нефть и газ, добыча и первичная переработка углеводородов на промыслах сопровождаются нарушением естественного состояния природной среды и ее загрязнением. Масштабы техногенных изменений в нефтегазоносных районах зависят от природных условий и особенностей геологического строения, техники и технологии геолого-разведочных. и эксплуатационных работ, продолжительности разработки месторождений.

Актуальной научно-практической задачей является разработка для основных объектов нефтяной и газовой промышленности единой научно обоснованной системы контроля, которая позволяла бы контролировать и выявлять выделение вредных веществ - загрязнителей атмосферного воздуха и других природных объектов, связь количественных показателей выбросов с технологией, метеорологическими параметрами. Полученные при этом данные должны служить научной основой для:

-          прогнозирования вероятности образования опасных концентраций вредных веществ в воздухе, воде и почве;

-          определения размеров загрязненных участков, опасных зон, возможных последствий.

Мониторинг нефтяного загрязнения - это отдельный раздел системы управления качеством окружающей среды, включающий сбор и накопление информации о фактических параметрах основных компонентов окружающей среды и составление прогноза изменения их качества во времени.

Концепция мониторинга предусматривает специальную систему наблюдений, контроля, оценки, краткосрочного прогноза и определения долгосрочных тенденций в состоянии биосферы под влиянием техногенных процессов, связанных с разведкой и разработкой нефтяных месторождений.

17.1. СИСТЕМА  НАБЛЮДЕНИЯ  ЗА  НЕФТЯНЫМ  ЗАГРЯЗНЕНИЕМ

Ведение мониторинга базируется на создании и оборудовании специальной режимной сети и наличии долгосрочной программы наблюдений. В программе предусматривается необходимость изучения фонового состояния биосферы и определения антропогенного воздействия на окружающую среду. При этом с учетом темпов изменения экологической обстановки и скорости поступления загрязняющих веществ проводится выбор объема и количества проб, частоты и периодичности отбора, объектов опробования и их распределение по площади.

В зависисмости от места нахождения региона и целевых задач режимной сети система наблюдений может быть региональной или локальной, а также осуществляться на типовых участках и опытных полигонах.

Под региональным прогнозом понимается прогноз для крупных территорий преимущественно на качественном уровне, отражающем наиболее общие природоохранные аспекты. Характеристика ожидаемых явлений составляется по результатам анализа фактического материала с учетом пространственной и временной последовательности. В данном случае широкое применение находит метод аналогий.

Локальный прогноз выполняется для конкретного объекта (скважина, месторождение, промысел). Интерпретация результатов стационарных наблюдений за динамикой всех компонентов окружающей среды, как правило, проводится на математических моделях с использованием аналоговых, численных и аналитических методов.

Режимная сеть включает существующие и специальные пробуренные скважины, наблюдательные посты за изменением метеоусловий и гидрогеологических характеристик поверхностных водотоков. При стационарных исследованиях на ключевых участках выполняется контроль за составом и формами нахождения загрязняющих веществ в воздухе. почве, воде и грунтах. Количественная оценка нефтяного загрязнения проводится при сопоставлении содержания индикаторных компонентов с величиной их фоновых значений и ПДК. Комплексное изучение физико-химической трансформации нефтяных углеводородов во всех основных компонентах окружающей среды позволяет оконтурить очаг загрязнения, составить прогноз его развития как по площади, так и по разрезу и предложить мероприятия по его ликвидации.

Одновременно на полигонах ведутся наблюдения за оседанием земной поверхности, которое возможно при интенсивной эксплуатации нефтяных месторождений. Для этой цели проводится периодическая нивелировка специальных реперов, размещение которых уточняется в процессе наблюдений.

Сеть пунктов должна быть динамичной и ежегодно пересматриваться с учетом возникновения или ликвидации отдельных очагов загрязнения и результатов анализа проб.

Периодичность отбора проб устанавливается в зависимости от площадных параметров объекта, ландшафтно-климатических условий, сложности геологического строения, а также от характера и интенсивности возможного поступления загрязняющих веществ. Частота отбора проб в каждом наблюдательном пункте определяется его местонахождением по отношению к источнику загрязнения. При детальных исследованиях и в условиях аварийного выброса углеводородов интервал между отборами проб может уменьшаться до нескольких часов.

Для осуществления оперативного контроля за состоянием нефтяного загрязнения окружающей среды в качестве индикаторов могут быть рекомендованы содержания нефтепродуктов и полициклических ароматических углеводородов. Для этих веществ характерны токсичность, устойчивость к разрушению, высокая растворимость и повышенная миграционная активность в различных средах

.

17.2. КОНТРОЛЬ  ЗА  ЗАГРЯЗНЕНИЕМ  ОКРУЖАЮЩЕЙ  СРЕДЫ  В ЗОНЕ  ДЕЯТЕЛЬНОСТИ  НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ  УПРАВЛЕНИЙ

В зоне производственной деятельности нефтегазодобывающих управлений, использующих при разработке месторождений химические реагенты, достаточно широко применяются системы контроля за состоянием пресных водоисточников, почвы и атмосферного воздуха.

Контроль за изменением физико-химических свойств воды начинается с геологического и гидрогеологического изучения источника. Изучению подлежат как поверхностные, так и глубинные источники.

Обычно в зоне деятельности нефтегазодобывающих управлений строится поверхностная карта водостоков, совмещенная с коммуникациями по транспорту нефти, газа, воды и их смесей. Наибольшее внимание уделяется трубопроводам, перекачивающим сточные воды. Определяются границы распространения водостока (истока и русла), населенные пункты и источники питьевых вод (колодцы, пруды, родники). Строится карта поверхности, совмещенная с картой расположения коммуникаций, и определяются контрольные пункты наблюдения. При пересечении местности в зоне деятельности НГДУ реками, ручьями пункты наблюдены выбираются в начале, середине и конце стока воды. Отбор проб и их анализ на токсичность проводится по известным методикам отбора и исследования вод. Определяются ионы Са2+, Мg2+, Ка+, НСО3-, С1-, SO42-, рН, общая жесткость воды, наличие ПАВ (химреагентов). Строятся графики изменения физико-химических свойств пресных вод. Наиболее распространенная методика определения начала загрязнения вод - сопоставление изменения хлор-иона, предельно допустимая концентрация которого для питьевых источников лимитируется 350 мг/л. Для большинства месторождений Урало-Поволжья концентрация хлоридов в пресных водах колеблется от 20 до 40 мг/л, текущее значительное отклонение от которых указывает на загрязнение пресных вод.

Контроль за качеством подземных вод включает гидрогеологическое изучение разреза до источников пресных вод и определение границ их распространения. Обычно зона распространения пресных вод приурочена к верхней части разреза с зоной активного водообмена. Также строится карта распространения подземных вод и намечаются контрольные наблюдательные скважины. В случае их отсутствия бурят специальные наблюдательные скважины глубиной от 30 до 100 м. Отбор проб на исследования и частота отбора устанавливаются геологической службой НГДУ.

Анализами определяются те же физико-химические характеристики вод, что и для поверхностных. Сопоставляя графики изменения отдельных параметров характеристики вод, определяют место, интенсивность и объемы загрязнения, по результатам которых проводятся организационно-технические мероприятия по ликвидации утечек - источников загрязнения.

Контроль за состоянием почвы проводится как визуально, путем осмотра, так и лабораторным методом. Визуально исследуется изменение внешних (видимых) характеристик, таких  как цвет, плотность, наличие растительности. Лабораторный анализ включает отбор проб почвы, измельчение, отмыв в пресной, предварительно исследованной воде, отстой и химический анализ этой воды.

Кроме химического анализа, может быть проведен биологический, например, методом сравнительной фитотоксичности химических реагентов.

Загрязнение воздушного бассейна связано с выделением СО2, Н2S в местах подготовки нефти, сжигания газа или шлама в факелах. При этом, кроме воздушного бассейна, могут загрязняться почва и водоемы. При выпадении осадков (дождь, снег) СО2, Н2S могут образовывать кислоты, находящиеся в капельно-взвешенном и жидком состоянии, которые могут конденсироваться на поверхности и образовывать скопления. Поэтому для своевременной разработки и осуществления текущих организационно-технических мероприятий по предупреждению загрязнения воздушного бассейна и поверхности почвы и водоемов, необходимо учитывать и вести наблюдения за изменением ветра, выпадением осадков. Отобранные пробы воздуха, как правило, исследуются путем хроматографического анализа. Применяются и экспресс-методы, основанные на использовании индикаторных материалов, при введении которых в пробу изменяется цвет.

studizba.com

Диссертация на тему «Мониторинг и оптимизация скважинной добычи аномальной нефти с использованием многофазной дебитометрии» автореферат по специальности ВАК 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

1. Акилов Ж.А. Нестационарные движения вязкоупругих жидкостей. Ташкент, изд-во "Фан" УзССР, 1982. 104с.

2. Аметов И.М. Состояние и проблемы освоения малых залежей/И.М. Аметов, В.К. Гомзиков //Нефтяное хозяйство, 1999 №3 стр. 2425

3. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин Л.М., Спиридонов Ю.А. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей, М.: Недра, 1985. - 205 с.

4. Анализ данных с помощью Microsoft Excel.: Пер. с англ. М.: Издательский дом "Вильяме", 2005. - 560 с.

5. Анализ недропользования в Республике Коми/ Л.З. Азимов, Г.И. Андреев, А.П. Боровинских, В.И. Гайдеек и др. Ухта: ТП НИЦ, 2000. 117с.

6. Антониади Г.Д, Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Антониади Г.Д, Гарушев А.Р, Ишханов В.Г. // Краснодар, Советская Кубань, 2000 г. 267 с.

7. Антониади Г.Д. Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей / Антониади Г.Д., Гарушева А.Р., Валуйский А.А., Симонов М.Е. / Состояние ресурсной базы ВВН России и перспективы их освоения // Краснодар, Советская Кубань, 2002 г. 312 с.

8. Антониади Д.Г. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи/ Д.Г. Антониади, А.А. Валуйский, А.Р. Гарушев//Нефтяное хозяйство, 1999 №1 стр. 16-23

9. Байбаков Н.К. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений / Байбаков Н.К. Гарушев А.Р. // Москва, Недра, 1988, 343 с.

10. Байков И.Р. Анализ временных рядов как метод прогнозирования и диагностики в нефтедобыче/И.Р.Байков, Е.А. Смородов, В.Г. Дееев //Нефтяное хозяйство, 2002 №2 стр. 71-74

11. Бартенев Г.М., Френкель С.Я. Физика полимеров. Л.: Химия, 1990.-432с.

12. Белов В.Г. Определение потимальных эксплуатационных параметров системынефтяной пласт-скважина-насос/В.Г. Белов, В.А. Иванов,

13. Х.Ц. Мусаев, и др. //Нефтяное хозяйство, 2004 №7 стр. 100-102

14. Бурже Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов /Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. // Москва, Недра, 1988, 424 с.

15. Бурханов Р.Н. Геология природных битумов и высоковязких нефтей: учебное пособие. / Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т.// Альметьевск, 2004. 80 с.

16. Владимиров И.В. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти/ И.В. Владимиров, Т.Г. Казаков, Р.Ф. Рафин и др. //Нефтепромысловое дело, 2004 №6 стр. 73-77

17. Габдулин Р.Ф. Эксплуатация скважин оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях/ Р.Ф. Габдулин// Нефтяное хозяйство, 2002 №4 стр. 62-64

18. Гаджиев М.А. Диагностика и прогнозирование нарушений эксплуатационных качеств скважин//Нефтяное хозяйство, 2006 №1 стр. 76-78

19. Гаджиев М.А. Способы оценки эксплуатационных качеств систем скважина-пласт //Нефтяное хозяйство, 2000 №4 стр. 22-25

20. Гафаров Ш.А. Капиллярное вытеснение неньютоновских нефтей водой и водными растворами химреагентов в различных типах пористых сред /Гафаров Ш.А. // Интервал, 2003, № 8. с.62 65.

21. Гафаров Ш.А. Физические процессы в добыче нефти. Основы реологии нефти / Гафаров Ш.А., Харин А.Ю., Шамаев Г.А. // Уфа, УГНТУ, 2000, 75 с.

22. Гумерский Х.Х. Компьютерная технология для оптимального управления процессом системной разработки нефтяных месторождений/Х.Х.Гумерский, А.Х. Шахвердиев, М.М. Максимов, Л.П. Рыбицкая //Нефтяное хозяйство, 2001 №10 стр. 44-47

23. Девликамов В.В. О структурной вязкости нефти. "Известия вузов", серия "Нефть и газ", 1967, №11, с. 97-99

24. Девликамов В.В. Хабибулин З.А. Физика пласта: Учебное пособие. Уфа: Изд. Уфимс. нефт. Ин-та, 1986. 82 с.

25. Девликамов В.В., Хабибулин З.А., Кабиров М.М. Аномальныенефти. М.: Недра, 1975. 168 с.

26. Джавадян А. А. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения/ А.А. Джавадян, В.Е. Гавура, В.И. Сафронов// Нефтяное хозяйство, 1998 №6 стр. 12-17

27. Джавдян А.А. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения/ А.А. Джавдян, В.Е. Гавура, В.И. Сафронов //Нефтяное хозяйство, 1998 №6 стр. 12-17

28. Диагностирование технологических процессов и принятие решений в нефтегазодобыче: Темат. сб. науч. тр. / Азерб. ин-т нефти и химии им. М. Азизбекова; Редкол.: А.Х. Мирзаджанзаде (отв. ред.) и др.. Баку: Азинефтехим, 1983. - 67 с.

29. Добеши И. Десять лекций по вейвлетам/ под ред. А.П. Петухова. -Ижевск : РХД, 2004. 463 с.

30. Дорохин В.П. Состояние и перспективы добычи тяжелых и битуминозных нефтей в мире/ В.П. Дорохин, А.О. Палий //Нефтепромысловое дело, 2004 №5 стр. 47-49

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

32. Зайнетдинов Р.И. Вейвлетный анализ и его применение в инженерном деле: Учебное пособие. -М.: МИИТ, 2001. 56с.

33. Закирничная М.М., Солодовников Д.С., Корнишин Д.В., Власов М.И. Применение теории вейвлетов и детерменированного хаоса для анализа технического состояния насосных агрегатов консольного типа/ Под ред. И.Р. Кузеева. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. - 95 с.

34. Иваненко Б.П. Нейросетевое моделирование процессов добычи нефти/Б.П. Иваненко, С.А. Проказов, А.Н. Парфенов //Нефтяное хозяйство,2003 №12 стр. 46-49

35. Ивановский В.Н. Некоторые результаты внедрения винтовых установок в нижневолжском регионе/ В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, B.C. Каштанов //Нефтепромысловое дело, 2002 №10 стр. 35-37

36. Ильинский А.А., Мнацаканян О.С., Череповицын А.Е. Нефтегазовый комплекс Северо-Запада России: стратегический анализ и концепция развития. СПб.: Наука, 2006. -474 с.

37. Карпов В.Б. Интеллектуальная скважина будущее многопластовых месторождений//Нефтяное хозяйство, 2007 - №2 стр. 28-30

38. Ковшов В.Д. Моделирование динамограммы станка-качалки/ В.Д. Ковшов, С.В. Светлакова, М.Е. Сидоров //Нефтяное хозяйство, 2005 №11 стр.84-87

39. Короновский А.А., Храмов А.Е. Непрерывный вейвлетный анализ и его приложения. -М.: ФИЗМАТЛИТ, 2003. -176 с.

40. Крутин В.Н. Колебательные реометры. М.: Машиностроение, 1985. 160 с.

41. Кудинов В.И. Новые технологии повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями/ //Нефтяное хозяйство, 2002 №5 стр. 92-95

42. Кудинов В.И. Применение новых технологий разработки залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах/ В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, М.И.Дацик и др. //Нефтяное хозяйство, 1998 №3 стр. 30-34

43. Кудинов В.И. Регулирование теплового воздействия при разработке залежей высоковязкой нефти с послойной неоднородностью коллекторов/В.И. Кудинов, Н.В. Зубов, В.А. Савелбев //Нефтяное хозяйство, 1998 №3 стр. 37-39

44. Кудряшов С.И. Внедрение передовых технологий механизированной добычи в ОАО НК "Роснефть'УС.И. Кудряшов, С.Е. Здольник, В.А. Литвиненко и др. //Нефтяное хозяйство, 2006 №9 стр. 44-47

45. Ленин С.А. Телемеханизация станций управления/С.А. Ленин, А.С. Гордеев //Нефтяное хозяйство, 2002 №10 стр. 118-119

46. Максютин А.В. Экспериментальные исследования реологических свойств высоковязкой нефти при упругом волновом воздействии/ А.В. Максютин// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2009. №5 стр, 20-23

47. Малинецкий Г.Г. Математические основы смнергетики: Хаос, структуры, вычислительный эксперимент. Изд. 5-е. М.: Изд-во ЛКИ, 2007. -312 с.

48. Мандрик И.Э. Оценка и прогноз нефтеотдачи на основе моделирования нейронными сетями/И.Э. Мандрик, А.Х. Шахвердиев, И.В. Сулейманов //Нефтяное хозяйство, 2005 №10 стр. 36-39

49. Марынин В.Н. Использование програмного обеспечения для решения вопросов добычи нефти/В.Н. Марынин, Ю.А. Каледин, М.В. Житкова //Нефтяное хозяйство, 2002 №10 стр. 116-117

50. Масленников А.И. Прогнозирование кратности эффекта интенсификационной обработки газовой скважины с использованием нейронных сетей/ А.И.Масленников, Г.А. Поляков, В.Н. Рожков, А.Е. Шевелев //Нефтяное хозяйство, 2002 №11 стр. 109-110

51. Мирзаджанзаде А.Х. Исследование влияния барообработки на реологические свойства неньютоновских систем/ А.Х. Мирзаджанзаде, Г.И. Григоращенко, И.А. Швецов //Нефтяное хозяйство, 1977 №7 стр. 48-76

52. Мирзаджанзаде А.Х. Регулирование разработки нефтяного месторождения на основе спектрального анализа/ А.Х. Мирзаджанзаде, Э.И. Каракчиева //Нефтепромысловое дело, 2002 №4 стр. 18-21

53. Мирзаджанзаде А.Х. Физика нефтяного и газового пласта / Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. // М.: Недра, 1992, 272 с.

54. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Боксерман А.А. Новые перспетивные напрвления исследований в нефтегазодобыче// Нефтяное хозяйство. 1992. -№11. - с. 14-15.

55. Мирзаджанзаде А.Х., Керимов З.Г. Копейкис М.Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле. Ижевск: институт комплексных исследований, 2005 363 с.

56. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: "Недра", 1972. 198 с.

57. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: Недра, 1977

58. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. -Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. 368 с.

59. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамика, информация и нефтедобыча/ТГеология нефти и газа. -1995. № 7. С.4-84

60. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче: Системный анализ, диагноз, прогноз. -М: Наука, 1997. 254 с.

61. Мукук К.В., Элементы гидравлики релаксирующих аномальных систем. Ташкент, изд-во "Фан" УзССР, 1980. 116 с.

62. Муляк В.В. Анализ особенностей заводнения пермо-карбоновой залежи нефти Усинского месторождения по гидрохимическим данным // Нефтяное хозяйство, 2007. № 11. — стр. 109-111.

63. Муляк В.В. Геотехнологические основы анализа и контроля разработки нефтяных месторождений по промысловым гидрогеохимическим данным: Автореф. дис. докт. техн. наук. М.: Института проблем нефти и газа РАН, 2008. - 34с.

64. Муляк В.В. Состояние и пути повышения эффективности гидрохимического сопровождения разработки нефтяных месторождений/ В.В. Муляк, В.Д. Порошин, А.Г. Морозов //Нефтепромысловое дело, 2007 №3 стр. 30-37

65. Муляк В.В. Технология освоения залежей высковязких нефтей (Краткий обзор)/ В.В. Муляк, М.В. Чертенков //Нефтепромысловое дело, 2006 №1 стр. 15-19

66. Муслимов Р.Х. Влияние гравитационных лунно-солнечных приливов земной коры на добычу нефти /Р.Х. Муслимов, К.М. Мирзоев, Р.Г. Ахмадеев и др. //Нефтяное хозяйство, 2006 №8 стр. 111-115

67. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Учебное пособие. Казань, Издательство "Фэн" Академии наук РТ, 2005 688 с.

68. Нелиненйная динамика, фракталы и нейронные сети в управлении технологическими системами// Сб. статей под ред. Докт. Техн. Наук, проф. Кабалдин Ю.Г. Владивосток: Дальнаука, 2001. - 205 с.

69. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. М.: Недра, 1996. -448с.

70. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред М.: Недра, 1984. -232с.

71. Нусбаумер Г. Быстрое преобразование Фурье и алгоритмы вычисления сверток: Пер. с англ. М.: Радио и связь, 1985. - 248 с.

72. Оптимизация процессов нефтегазодобычи: Сб. науч. тр. / Азерб. ин-т нефти и химии им. М. Азизбекова; Редкол.: А.Х. Мирзаджанзаде (отв. ред.) и др.. Баку: Азинефтехим, 1987. - 80 с.

73. Основные положения программы комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона России до 2020 года/ ВНИГРИ, Санкт-Петербург, 2005. 276 с.

74. Прикладная синергетика II: Сб. научных трудов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - Т.2. - 285 с.

75. Рабек Я. Экспериментальные методы в химии полимеров: в 2-х частях. Пер. с англ. М.: Мир, 1983. - 384 с.

76. Ребиндер П.А. Избранные труды. Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика. М.: Наука, 1979. 382с.

77. Ребиндер П.А. Физико-химическая механика дисперсных структур. М.: Наука, 1966. 400с.

78. Рейнер М. Реология. М.: Наука, 1965. 224с.

79. Реофизические проблемы нефтегазопромысловой механики : Темат. сб. науч. тр. / Азерб. ин-т нефти и химии им. М. Азизбекова; Редкол.: А.Х. Мирзаджанзаде (отв. ред.) и др.. Баку : Азиннефтехим, 1988. - 60 с.

80. Рузин JI.M. Исследования влияния паротеплового воздействия на разработку карбонатных коллекторов/JI.M. Рузин, В.Н. Басков, Г.С. Гуревич //Нефтяное хозяйство, 1999 №9 стр. 42-44

81. Рузин Л.М. Пути повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов, насыщенных высоковязкой нефтью/ Л.М. Рузин, Л.В. Коновалова, В.А. Выборов// Нефтяное хозяйство, 1988 №4 стр. 37-40

82. Рузин JI.M. Развитие тепловых методов разработки на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения/ JI.M. Рузин, С.О. Урсегов //Нефтепромысловое дело, 2004 №4 стр. 37-41

83. Рузин JI.M. Технологические основы разработки неоднородных трещиноватых залежей, содержащих аномально вязкую нефть: Автореф. дис. докт. техн. наук. М.: ВНИИнефть, 2001. - 46с.

84. Рузин JI.M. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов/ JI.M. Рузин, И.Ф. Чупров; под редакцией Н.Д. Цхадая. -Ухта: УГТУ, 2007. 244с.

85. Сато Ю. Обработка сигналов. Первое знакомство. Под ред. Е. Амэмия СПб, 2001.- 175 с.

86. Сергиенко А.Б. Цифровая обработка сигналов. СПб.: Питер,2002. 608 с.

87. Силкина Т.Н. Информационно-аналитическое обеспечение процесса вывода на режим скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов/ Т.Н. Силкина, А .Я. Туюнда, Е.В. Пугачев, П.О. Гауе //Нефтяное хозяйство, 2005 №5 стр. 100-103

88. Скульский О.И., Аристов С.Н. Механика аномально вязких жидкостей. Москва-Ижевск: НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика",2003. 156 с.

89. Смоленцев Н.К. Основы теории вейвлетов. Вейвлеты в MATLAB. М.: ДМК Пресс, 2005. - 304 с.

90. Соломатин Г.И. Прогнозирование работы скважины с помощью искуственных нейронных сетей/Г.И. Соломатин, А.З. Захарян, Н.И. Ашкарин //Нефтяное хозяйство, 2002 №10 стр. 92-96

91. Солонина А.И. Цифровая обработка сигналов. Моделирование в Matlab/А.И. Солонина, С.М. Арбузов. СПб.: БВХ-Петербург, 2008. -816 с.

92. Статистические метды обработки экспериментальных данных: Учебное пособие. Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет). СПб, 2003. 101 с.

93. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / Сургучев M.JI. // Москва, Недра, 1985, 308 с.

94. Тарасов М.Ю. Исследование способов регулирования реологических свойств высоковязкой продукции скважин Вынгапуровского месторождения/ТНефтяное хозяйство, 2006 №7 стр. 115-117

95. Теслюк Е.В. Альтернативные методы разработки месторождений с неныотоновскими свойствами//Нефтяное хозяйство, 2001 №3 стр. 45-48

96. Уметбаев В.В. Новые методы работы с осложненными скважинами //Нефтяное хозяйство, 2007 №4 стр. 86-88

97. Уразаков К.Р. Оптимизация работы механизированного фонда скважин/ К.Р.Уразаков, Н.Х. Габдрахманов, М.Д. Валеев //Нефтяное хозяйство, 2001 №11 стр. 29-31

98. Урсегов С.О. Обоснование оптимальных парамтров термических технологий разработки крупных месторождений высоковязких нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провиннции: Автореф. дис. канд. техн. наук. Ухта.: УГТУ, 2007. - 25с.

99. Урсегов С.О. Проекция синергетического подхода к анализу процессов паротеплового воздействия на макронеоднородную залежь высоковязкой нефти/ С.О. Урсегов //Нефтепромысловое дело. -2001. №8 с. 12-17

100. Френкель Я.И. Кинетичекая теория жидкостей. М.:Наука, 1975.592с.

101. Халимов Э.М., Климушин И.М., Фердман JI.H. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР: Справ. Пособе. М.: Недра, 1987. - 174 с.

102. Хасанов М.М., Булгаков Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. -Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. 288 с.

103. Химические методы в роцессах добычи нефти. М.:Наука, 1987.239с.

104. Чукчеев О.А. Термоманометрическая система контроля вывода на режим и эксплуатации УЭЦНУО.А.Чукчеев, А.В. Локтев, И.Д. Болгов //Нефтяное хозяйство, 2003 №6 стр. 75-77

105. Шайхутдинов И.К. Расчет забойного давления и давления на приеме насоса //Нефтяное хозяйство, 2004 №11 стр. 82-85

106. Шахвердиев А.Х. Системная оптимизация процесса разработки нефтяных месторождений. -М: "Недра Бизнесцентр", 2004 452 с.

107. Шахвердиев А.Х. Создание системы оптимального управления объектами разработки нефтяных месторождений/А.Х. Шахвердиев, М.М. Максимов, Л.П. Рыбицкая и др. //Нефтяное хозяйство, 2004 №10 стр. 40-45

108. Шахвердиев А.Х., Галеева Л.Г., Рустамбекова Э.Т. Повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин за счет оптимизации режима их работы//Нефтяное хозяйство. 1988. №5 - С. 47-49

109. Шкандратов В.В. Базовые принципы, эффективность и основные перспективы разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения/ В.В. Шкандратов, С.В. Буракова, С.О. Урсегов и др. //Нефтяное хозяйство, 2007 №8 стр. 84-88

110. Шрамм Г. Основы практической реологии и реометрии/ пер. с англ. И.А. Лавыгина; Под ред. В.Г. Куличихина М.: КолосС, 2003. - 312 с.

111. Brill J.P., Mukherjee Н. Multifase flow in fells. Richardson, Texas,1999.

112. Butler R.M. Thermal Recoveiy of Oil and Bitumen / Butler R.M. // Englewood Cliffs, N.J.: Prentice Hall, 1991, pp. 285-359.

113. Casson N. Rheology of disperse systems / Ed. C. Mill L., 1959. P. 84.

114. Jabbour, C. "Oil Recovery by Steam Injection: Three-phase Flow Effects" / Jabbour, C., Quintard, M., Bertin, H., and M. Robin // J. of Pet. Science and Engineering, Vol. 16, 1996, pp.109- 130

115. Layrisse I. Heavy oil production in Venezuela: Historical recap and scenarios for the next century / Layrisse I. // Paper SPE 53464, presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, February 16-19, 1999.

116. Overdiep W.S., Van Vrevelen D.W. Studies of non-newtonian flow. 1. Critrerian of flow instability// J. of applied polimer science. 1965. V.9, №8. - p. 302-311

117. Savins F.G. Non-newtonian flow through porous media / Savins F.G. // Ind. Eng. Chem.1969. V,61, №10, p. 18-47

www.dissercat.com

Добыча нефти и газа

Мониторинг-система долгосрочных наблюдений, оценки, контроля и прогноза состояния и изменения объектов. Принято делить мониторинг на базовый (фоновый), глобальный, региональный и импактный (в особо опасных зонах и местах), а также по методам ведения и объектам наблюдения (авиационный, космический, окружающей человека среды).

Поисково-разведочные работы на нефть и газ, добыча и первичная переработка углеводородов на промыслах сопровождаются нарушением естественного состояния природной среды и ее загрязнением. Масштабы техногенных изменений в нефтегазоносных районах зависят от природных условий и особенностей геологического строения, техники и технологии геолого-разведочных. и эксплуатационных работ, продолжительности разработки месторождений.

Актуальной научно-практической задачей является разработка для основных объектов нефтяной и газовой промышленности единой научно обоснованной системы контроля, которая позволяла бы контролировать и выявлять выделение вредных веществ - загрязнителей атмосферного воздуха и других природных объектов, связь количественных показателей выбросов с технологией, метеорологическими параметрами. Полученные при этом данные должны служить научной основой для:

-          прогнозирования вероятности образования опасных концентраций вредных веществ в воздухе, воде и почве;

-          определения размеров загрязненных участков, опасных зон, возможных последствий.

Мониторинг нефтяного загрязнения- это отдельный раздел системы управления качеством окружающей среды, включающий сбор и накопление информации о фактических параметрах основных компонентов окружающей среды и составление прогноза изменения их качества во времени.

Концепция мониторинга предусматривает специальную систему наблюдений, контроля, оценки, краткосрочного прогноза и определения долгосрочных тенденций в состоянии биосферы под влиянием техногенных процессов, связанных с разведкой и разработкой нефтяных месторождений.

oilloot.ru

Контроль добычи | Разработка нефтяных и газовых месторождений

ortoklaz пишет:

Как известно, что подсчет добычи нефти происходит приблизительно так: замеряются скважины на ГЗУ типа «Спутник» отбираются пробы жидкости и по этим данным подсчитывают, сколько тон нефти выдаёт скважина в сутки. Но есть вопрос, как правильно, нужно, брать пробу, мы берём в день с одной скважины по 5 проб все они разные, некоторые в критических диапазонах, кроме того, есть ещё разница, где её взять на ГЗУ или на скважине, если на скважине, то где правильно установить пробоотборник?

Вообще-то, плясать надо от товарного парка. Только там производится настоящий подсчет добычи нефти. Добыча нефти равняется сдача (это то, что показал коммерческий узел) плюс технологические потери. Надо знать, что в технологических потерях много всяких заморочек. Настоящий геолог, который является бухгалтером подземных недр, должен разбираться в этих заморочках. В товарный парк стекается нефть из нескольких ДНС. На ДНС также ведется учет нефти, но он не является коммерческим. Сумма добыч нефти всех ДНС теоретически должна соответствовать добыче нефти по товарному парку. Но, как правило, это бывает не всегда, а точнее, так не бывает. По ДНС добыча обычно больше чем по парку. Если эта разница не большая и постоянна, то особо не переживайте, это погрешности в измерениях. Но если разница между добычей по ДНС и добычей по парку прыгает, то бейте тревогу. Тут бы не мешало геологу, познакомится и с метрологическими параметрами замерного узла. Это значит, что-то произошло между точкой – замерной узел ДНС и точкой – коммерческий узел товарного парка. Это может быть порыв нефтепровода, воровство нефти (увеличение технологических потерь), волевая переброска добычи нефти между товарными парками, если они входят в одно управление. В этом случае сильный геолог – главный враг такого силового решения. На ДНС стекается нефть со скважин. Каждая скважина имеет индивидуальный замер на ГЗУ (ЗУ). Теоретически суммарная добыча нефти всех скважин (еще её называют замерной добычей) должна соответствовать общей добычи нефти по ДНС. Но так тоже не бывает. Дебит нефти считается по дебиту жидкости, замеренному на ЗУ и пробе жидкости взятой со скважины. Время замера дебита жидкости не соответствует времени отбору пробы. Процент воды в пробах, как правило, находится в большом диапазоне. Поэтому по скважинам учет нефти ведется как оперативный. Пробы надо брать на вертикальном участке гусака скважины. Имея в наличие добычу нефти по ДНС как некий ориентир и достаточное количество проб и замеров дебитов, а также технологические параметры работы насосного оборудования, можно довольно точно подсчитать дебит нефти по отдельной скважине. Большим помощником в решении этого вопроса будет полученная расчетным путем зависимость водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти по месторождению или участку, а может быть и по конкретно рассматриваемой скважине.

www.petroleumengineers.ru