МНОГОФАЗНЫЕ СИСТЕМЫ

В настоящее время количество скважин, работающих с большим значением обводненности, растет с каждым годом. Это приводит к снижению рентабельности эксплуатации нефтяных месторождений, поскольку увеличиваются время и затраты энергии на переработку скважинной продукции, а количество нефти на выходе уменьшается. Таким образом, оптимизация режима эксплуатации скважин с целью снижения обводненности путем перевода их в периодический режим является одной из ключевых задач по увеличению продуктивности разработки нефтяных месторождений. Нефтяные месторождения, находящиеся на поздней стадии разработки, характеризуются снижением объемов добычи нефти и ростом обводненности продукции скважин, а также ухудшением структуры запасов. Добыча остаточной нефти в осложненных условиях играет важную роль в поддержании общей производительности месторождения. Малодебитные скважины могут быть использованы для дополнительного извлечения нефти, которую ранее не удалось добыть при первоначальной разработке скважин. Кроме того, эксплуатация малодебитных скважин на поздней стадии разработки позволяет снизить затраты на бурение новых скважин. Настоящая статья посвящена изучению и актуализации данного вопроса. Продолжена работа по исследованию перевода скважин из постоянного в периодический режим с целью увеличения технологических показателей разработки, таких как снижение объемов попутно добываемой воды, снижение удельного расхода электроэнергии на одну тонну добытой нефти и увеличение межремонтного периода установки электроприводного центробежного насоса. Анализ работы скважин в постоянном и периодическом режимах проведен для условий Сургутского месторождения. Показано, что перевод скважины в периодический режим позволит сократить затраты на потребление электроэнергии.

На протяжении последних двух десятилетий самым часто реализуемым способом добычи нефти в Российской Федерации является механизированный способ с использованием установки электроцентробежного насоса (УЭЦН). В связи с удалённостью месторождений от базы ремонтных предприятий стоимость транспортировки отработавших свой ресурс, но ремонтопригодных УЭЦН значительно превышает их закупочную стоимость, что с течением времени приводит к образованию существенного количества выведенного из эксплуатации нефтедобывающего оборудования. Для решения этой проблемы предлагается разработать мобильный робототехнический модуль сортировки, дефектовки и хранения деталей насосов, благодаря использованию которого станет возможным мелкий ремонт оборудования непосредственно на пунктах добычи. В статье рассматриваются проблемы комплексной дефектовки металлических и неметаллических деталей с возможностью применения разрабатываемой методики для широкого перечня промышленных изделий, вместе с тем основное внимание уделяется работам с деталями УЭЦН. На основании декомпозиции задачи были выделены наиболее проблемные операции: классификация деталей, контроль поверхности (идентификация дефектов), размерный контроль. Результаты краткого сравнительного анализа по каждой из вышеприведенных подзадач базируются на обзоре научной литературы за последние 30 лет, большее число рассмотренных источников приходится на последние 5 лет. В ходе работы определены оптимальные методы решения поставленной задачи - методика машинного обучения для классификации поверхностных дефектов, использование координатно- измерительной машины с манипулятором для размерного контроля. Также предлагается новый подход для решения основной проблемы методов машинного обучения (отсутствие обучающей выборки) в виде использования синтетических фотореалистичных изображений для классификации с переносом признаков дефектов из семантически близких и публично доступных обучающих выборок.

Целью данной работы является анализ и прогноз показателей разработки Асельской залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Для выполнения этой задачи необходим большой объем данных, который был получен в ходе проекта технологической разработки. Расчет производится с помощью программы, написанной на языке программирования Python. Приведены переменные для уравнения материального баланса, некоторые из них рассчитываются по промежуточным формулам. В качестве оптимизируемых параметров были выбраны средние значения параметров за последние 15 лет разработки, поскольку малые объемы накопленной добычи в первые годы разработки могут привести к существенной ошибке в расчете уравнения материального баланса. Также было проведено сравнение расчетного прогноза разработки месторождения Асель с прогнозом по госплану, представленным в проекте разработки месторождения. Сравнение проводилось по основным параметрам: накопленной добыче нефти, годовой добыче нефти, коэффициенту извлечения нефти и обводненности. Для наглядного сравнения расчетных параметров представлены графики зависимостей, отражающие прогноз, выполненный методом материального баланса, а также прогноз, основанный на данных государственного плана. Разницу в поведении кривых, показанных на графиках, можно объяснить неточностью параметров, описывающих пласт, а также неточностью определения начальных извлекаемых запасов. На это влияет также разница в депрессиях пласта по нагнетательным и добывающим скважинам, предложенная в государственном плане и в прогнозе. Конечно, влияет и неточность коэффициентов приемистости и продуктивности скважин, которые были выбраны исходя из расчетных объемов закачки воды и добычи нефти. На основании проведенного расчета можно сделать вывод о целесообразности дальнейшей эксплуатации Ассельской площади Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения с внедрением системы поддержания пластового давления до 2079 года. По прогнозам обводненность равна 96 % будет достигнуто в 2079 году, а коэффициент нефтеотдачи составит 0,427.