Информационно-измерительная и управляющая система для интенсификации добычи нефти и определения обводненности продукции скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.16, кандидат наук Самойлов Денис Юрьевич

• Самойлов Денис Юрьевич
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Самойлов Денис Юрьевич

1.3.3 Системы автоматизации скважин с различными типами насосных установок

1.3.4 Общие требования при разработке ИИиУС добывающей скважины

1.4 Особенности режимов работы добывающих скважин

1.5 Методы увеличения нефтеотдачи на основе нестационарного режима

1.6 Анализ существующих методов определения обводненности добывающих скважин

1.6.1 Изменение обводненности на устье скважины при нестационарном режиме

1.7 Результаты и выводы по главе

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА ДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПРОЦЕССА УПРАВЛЕНИЯ ДОБЫЧЕЙ НЕФТИ

2.1. Теоретические основы физических процессов и параметров нефтяного пласта

2.2. Аналогии физических процессов в гидравлике и электротехнике

2.3. Исследование переходных процессов системы пласт-скважина-насос с помощью электрических схем замещения

2.4. Применение динамических моделей для расчета параметров скважин, работающих с одним продуктивным пластом

2.5 Анализ частотных характеристик модели призабойной пласта на электрической схеме замещения. Выбор оптимального периода нестационарного воздействия

2.6 Результаты и выводы по главе

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ПРИБОРА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

3.1 Анализ существующих методов и приборов для инструментального определения обводненности

3.2 Расчет обводненности методом манометрического плотномера

3.3 Предпосылки разработки поточного влагомера

3.4 Микроволновый поточный влагомер скважинной продукции

3.5. Метрологическая аттестация опытного образца микроволнового влагомера на государственном эталоне

3.5.1 Определение абсолютной погрешности влагомера

3.5.2 Проверка влияния изменения температуры анализируемой смеси

3.5.3 Проверка влияния изменения давления анализируемой смеси

3.5.4 Проверка влияния изменения расхода анализируемой смеси

3.5.5 Проверка влияния изменения дополнительных параметров на результаты измерений микроволновым влагомером

3.5.6. Выводы и рекомендации после испытаний

3.6 Результаты и выводы по главе

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ И УПРАВЛЯЮЩЕЙ СИСТЕМЫ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

4.1 Информационно-измерительная и управляющая система добывающей скважины для реализации нестационарного режима

4.1.1 Общая структурная схема ИИиУС

4.1.2 Алгоритм работы ИИиУС

4.1.3 Система локальной автоматизации скважины

4.1.4 Технические средства автоматизации

4.1.5 Интерфейс пользователя

4.1.6 Оптимизация протокола опроса контроллера

4.2. Математическое обеспечение разработанной ИИиУС

4.2.1 Опрос датчиков и обработка измерений

4.2.2 Расчет забойного давления и динамического уровня

4.2.3. Расчет постоянных времени системы «пласт-скважина-насос»

4.2.4. Квартальная обработка результатов измерений

4.3 Методика вывода скважины с УШГН на нестационарный режим

4.3.1 Анализ режима работы, конструкции скважины и установленного глубиннонасосного оборудования

4.3.2 Анализ наземного оборудования скважины

4.3.3 Выбор состава системы автоматизации скважины

4.3.4 Исследование фактических режимов работы наземного привода

4.3.5 Определение фактической разницы забойного давления при максимальном и минимальном отборе

4.4 Методика вывода скважины с УЭЦН на нестационарный режим

4.5 Результаты и выводы по главе

ГЛАВА 5. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВОГО ЭКСПЕРИМЕНТА ПО ОЦЕНКЕ ТОЧНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН И ЭФФЕКТА ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

5.1. Методика проведения промыслового эксперимента по оценке эффективности работы поточного влагомера

5.2 Экспериментальная оценка эффективности работы микроволнового влагомера

5.2.1 Результаты промыслового эксперимента на скважине №2015 НГДУ «Ямашнефть»

5.2.2 Результаты промыслового эксперимента на ГЗНУ-5 и ГЗНУ-12 НГДУ «Альметьевнефть»

5.2.3. Результаты экспериментальных работ на эталоне массового расхода газожидкостных смесей

5.3. Методика промыслового эксперимента по оценке эффективности работы ИИиУС для снижения обводненности добывающих скважин

5.4. Результаты экспериментальных работ на скважинах 301-303 залежи НГДУ «Лениногорскнефть»

5.5. Результаты экспериментальных работ на скважине №2879 НГДУ «Азнакаевскнефть»

5.6. Результаты экспериментальных работ на скважине №16032Г НГДУ «Ямашнефть»

5.7 Результаты и выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Информационно-измерительная и управляющая система для интенсификации добычи нефти и определения обводненности продукции скважин»

ВВЕДЕНИЕ Актуальность

В настоящее время большая часть нефтяных месторождений России, включая уникальные месторождения нефти (Самотлорское, Ромашкинское, Мамонтовское, Федоровское и др.) характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводненностью добываемой продукции. Обводнение ставит под угрозу продолжение рентабельной эксплуатации основных обустроенных объектов добычи нефти, дающих сравнительно невысокий коэффициент нефтеизвлечения. Большое количество скважин, достигнув предела рентабельности, уходит из действующего фонда или эксплуатируется на пороге рентабельности.

Применение современных технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов в своем традиционном представлении на объектах, находящихся на поздней стадии, оказываются малоэффективными, зачастую экономически нецелесообразными, рискованными. Поэтому вопрос внедрения низкозатратных методов увеличения добычи нефти с целью доизвлечения остаточных запасов высокообводненных объектов на сегодняшний день является актуальным [91].

На большинстве месторождений РФ основным способом добычи нефти является механизированный способ, предполагающий эксплуатацию сложных технических устройств - глубиннонасосных установок. Наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили скважинные штанговые насосные установки (СШНУ), а по объему добычи - установки погружных центробежных насосов с электроприводом (УЭЦН) [56].

Территориальная рассредоточенность объектов, стремление нефтяных компаний к повышению эффективности добычи нефти и снижению себестоимости, а также жесткие экологические требования обуславливают внедрение систем автоматизации и диспетчеризации скважин для управления глубиннонасосными установками.

Постоянный рост трудноизвлекаемых запасов на месторождениях РФ и высокая обводненность скважин приводят к пересмотру концепции автоматизации механизированного фонда скважин [85, 98, 101, 102, 107]. Как правило, автоматизацию добывающих скважин на нефтяных месторождениях применяют для увеличения или поддержания добычи нефти и сокращения эксплуатационных расходов.

Рост и поддержание добычи нефти в основном достигается за счет минимизации времени простоя скважин (оперативный контроль на диспетчерском пункте) и поддержания наиболее продуктивного динамического уровня, а сокращение эксплуатационных затрат - за счет снижения ремонтных работ и своевременной диагностики возможных отклонений.

Анализ трудов отечественных и зарубежных исследователей в области автоматизации процесса добычи нефти, показал, что с помощью существующих информационно-измерительных и управляющих систем (ИИиУС) добывающих скважин достигается не снижение обводненности, а увеличение отбора жидкости. При этом важнейший технологический параметр - обводненность продукции, как правило, не измеряется. В ИИиУС не используются алгоритмы управления, направленные на снижение обводненности продукции скважин.

Основным способом определения обводненности продукции, добытой из нефтяной скважины, на большей части эксплуатируемого фонда в настоящее время является периодический отбор ручных проб на устье. Результаты исследований, приведенные в работах [50, 121, 122], показывают большое (до 79%) отклонение результатов анализа ручных проб от реального влагосодержания на скважинах с высокой обводненностью и работающих в нестационарных режимах.

В данной работе рассматривается разработка и применение комплексной информационно-измерительной и управляющей системы, состоящей из средств локальной автоматики и программного обеспечения верхнего уровня, и предназначенной для снижения обводненности добывающих скважин посредством гидродинамического воздействия на призабойную зону пласта. Эффективность работы такой ИИиУС невозможно оценить без непрерывного измерения

обводненности добываемой продукции. Вопрос автоматического измерения обводненности непосредственно на устье добывающих скважин не решен на сегодняшний день.

Степень разработанности темы

Технология оптимальной выработки нефтяного пласта с максимальным коэффициентом нефтеизвлечения и минимальными затратами опубликована в 1987 г. Н.Н. Непримеровым на основе многолетних исследований, созданного на кафедре радиоэлектроники КГУ в 50-е годы XX века научного направления, призванного решать проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений [15, 64, 84]. Для реализации данной технологии разработана автоматизированная система контроля за выработкой пластов (АСК-ВП). Режим эксплуатации -динамический, с переменным расходом, как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах.

Р.Х. Муслимов, В.К. Десятков, С.П. Евтушенко, Н.Г. Ибрагимов, А.Т. Панарин в работах [34, 61] рассматривают нестационарное заводнение как гидродинамический метод увеличения нефтеотдачи (МУН) и на основе метода фильтрационных волн давления (ФВД) определяют критерии выбора частоты (периода) закачки воды в нагнетательные скважины, при котором наблюдается снижение обводненности добывающих скважин.

Анализ влияния циклического воздействия (как закачки, так и отбора) на нефтеотдачу трещиновато-пористого пласта приведен в работе (А.Н. Чекалин, В.М. Конюхов, Ю.А. Волков [119]). Показано, что циклическое воздействие на трещиновато-пористый пласт позволяет повысить его нефтеотдачу по сравнению со стационарным режимом разработки.

Ю.М. Молокович, А.И. Марков, Э.И. Сулейманов, Р.Г. Фархуллин, Г.Г. Куштанова, А.А. Давлетшин, Р.С. Хисамов, В.В. Смыков, О.А. Никашев в работе [57] рассматривают особенности фильтрации жидкостей в трещиновато-пористом коллекторе, методику обработки кривых восстановления давления, а также амплитудно-частотной и фазо-частотной характеристик комплексной

передаточной функции пласта. Предлагается метод интенсификации извлечения нефти путем многостороннего периодического гидродинамического воздействия (ПГВ) на пласты со стороны нагнетательных и добывающих скважин. Предлагается состав средств автоматизации для осуществления метода ПГВ на нагнетательных и добывающих скважин с различным способом излечения нефти.

В.Г. Белов, А.Ю. Горшенин, В.А. Иванов, В.С. Козловский, Х.Ц. Мусаев, А.И. Федосеев, А.Л. Шелехов разработали способ нестационарного извлечения нефти пласта [77], при котором периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Режим работы насоса выбирают в интервале от максимального до минимального значения дебита. На основе данного решения авторы разработали способ перевода скважин на эффективный режим эксплуатации [78], при котором после нестационарного исследования скважина переводится на стационарный режим с наименьшей обводненностью.

В работе [85] Е.П. Патраковой, В.А. Иванова предлагается автоматизировать нефтяную скважину с помощью интеллектуальной системы управления, измеряющую непосредственно дебит и обводненность добываемой жидкости. В основе системы управления скважиной предлагается использовать разработанную в соавторстве с В.Г. Беловым и В.Я. Соловьевым глубинную станцию для измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин [75].

В работах (Р.С. Хисамов, М.М. Хамидуллин, Р.Г. Шайдуллин, И.Ф. Галимов, И.С. Ванюрихин, Ф.А. Галиев и др. [79, 80, 81, 83]) показано снижение обводненности добывающих скважин при нестационарном режиме отбора и стационарном режиме закачки. В общем виде предлагается состав системы автоматизации скважины для реализации нестационарного отбора и алгоритм смены режимов нестационарного отбора.

В.В. Девликамов, Э.А. Хабибуллин и В.Г. Зюрин в работе [26] приводят результаты исследований динамики изменения обводненности на устье добывающих скважин при периодическом режиме эксплуатации.

Разработка информационно-измерительных систем и приборов для геофизических исследований нефтяных скважин рассматривается в работах В.М. Коровина, В.М. Лобанкова и других [1, 3, 38].

Исследования по достоверности определения обводненности добывающих скважин на основе применяемых пробоотборников и методов отбора проб в различных режимах работы скважины приведены в работах В.И. Чудина, П.В Ушкова, К.А. Левина, М.И. Тонконога, Ю.Б. Савленкова [50, 121, 122].

Разработка систем непрерывного мониторинга обводненности газовых скважин, а также систем мониторинга объектов нефтегазовой отрасли рассматривается в работах А.Н. Краснова [42, 43, 70, 71].

О.В. Ермолкин, А.С. Моисеенко, И.Ю. Храбров в работах [29, 30, 31] приводят опыт разработки и применения информационно-измерительных систем для контроля многофазных потоков нефтяных и газовых скважин.

Анализ отечественного и зарубежного опыта в применении методов определения обводненности сырой нефти приведен в работе А.А. Гончарова, В.М. Полторацкого, М.А. Слепяна [19]. Обзор влагомеров для измерения обводненности сырой и товарной нефти приведен в работах [27, 125].

Цель диссертационной работы

Разработка, исследование и экспериментальная апробация информационно-измерительной и управляющей системы, решающей задачи интенсификации добычи нефти и инструментального измерения обводненности продукции скважины в нестационарном режиме эксплуатации.

Объект исследования - информационно-измерительная и управляющая система для интенсификации добычи нефти и определения обводненности продукции скважин.

Предмет исследования - метод нестационарного отбора жидкости, динамические модели процесса управления добычи нефти, методы определения обводненности продукции скважин, структура и алгоритмы работы системы.

Область исследований соответствует паспорту специальности 05.11.16 -Информационно-измерительные и управляющие системы п.6 «Исследование возможностей и путей совершенствования существующих и создания новых элементов, частей, образцов информационно-измерительных и управляющих систем, улучшение их технических, эксплуатационных, экономических и эргономических характеристик, разработка новых принципов построения и технических решений».

Основные задачи исследования

В соответствии с целью работы были поставлены следующие задачи исследования:

1. Проведение анализа существующих ИИиУС добывающих скважин и методов определения обводненности, выявление проблем.

2. Разработка динамических моделей процесса управления добычей нефти на основе электрических схем замещения, проведение имитационных исследований.

3. Инструментальное измерение обводненности продукции добывающих скважин, исследование динамики изменения обводненности при нестационарном режиме работы скважины.

4. Разработка структуры, алгоритма работы и математического обеспечения информационно-измерительной и управляющей системы для интенсификации добычи нефти и определения обводненности добываемой продукции.

5. Разработка методики вывода добывающих скважин с различными типами глубиннонасосных установок на нестационарный режим работы с применением разработанной ИИиУС.

6. Проведение промыслового эксперимента по оценке точности инструментального определения обводненности продукции скважин и эффекта по интенсификации добычи нефти.

Научная новизна результатов работы

1. Предложены динамические модели процесса управления добычей нефти на основе электрических схем замещения, позволяющие с приемлемой точностью без

проведения промысловых исследований и изменения режима работы скважины проводить моделирование переходных процессов в системе «пласт-скважина-насос».

2. Разработана информационно-измерительная и управляющая система, решающая задачу инструментального определения обводненности продукции скважин, отличающая применением алгоритмов работы, способствующих интенсификации добычи нефти.

3. Разработана не применяемая ранее методика вывода добывающих скважин с различными типами глубиннонасосных установок на нестационарный режим работы, позволяющая пошагово внедрить информационно-измерительную и управляющую систему и получить эффект по снижению обводненности добывающих скважин.

Практическая значимость

Динамические модели процесса управления добычей нефти на основе электрических схем замещения позволяют без проведения длительных промысловых исследований и изменения режимов работы скважины проводить моделирование переходных процессов в системе «пласт-скважина-насос».

Разработана ИИиУС, включающая в себя систему локальной автоматизации и программное обеспечение, которая позволяет интенсифицировать добычу нефти на высокообводненных добывающих скважинах.

Разработан поточный влагомер, позволяющий производить автоматический контроль над динамикой изменения обводненности разрабатываемых нефтяных коллекторов и оценивать эффект по снижению обводненности при нестационарных режимах работы добывающих скважин. Проведены инструментальные исследования динамики изменения обводненности продукции на устье скважин при периодическом и нестационарном режимах работы.

Применение такого прибора позволит подбирать необходимый режим эксплуатации добывающего и нагнетательного фонда скважин и регулировать разработку месторождений в наиболее оптимальном режиме [106].

Достоверность результатов

Экспериментальные данные, приведенные в работе, получены посредством сертифицированного оборудования. Теоретические расчеты имеют минимальное отклонение от экспериментальных данных. Моделирование переходных процессов системы «пласт-скважина-насос» на электрических схемах замещения проводились на специализированном программном продукте «TINA Design Suite».

Испытания разработанного поточного влагомера проведены на государственном первичном специальном эталоне единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011, рабочем эталоне единицы массового расхода газожидкостных смесей 1-го разряда 3.2.БРЗ.0001.2014 и в промысловых условиях в сравнении с различными методами определения обводненности. Измерения обводненности различными методами имеют между собой хорошую корреляционную зависимость, что также подтверждает достоверность полученных результатов.

На защиту выносятся

1. Методика моделирования переходных процессов в системе «пласт-скважина-насос» на основе электрических схем замещения.

2. Методика вывода скважин на нестационарный режим работы.

3. ИИиУС нефтяной скважиной, позволяющая решать задачи инструментального определения обводненности и интенсификации добычи нефти, увеличивающая рентабельность эксплуатации высокообводненных скважин.

4. Средство измерения, позволяющее в автоматическом режиме определять обводненность на устье добывающих скважин и контролировать динамику изменения обводненности во времени.

5. Результаты экспериментальных исследований по оценке точности инструментального определения обводненности продукции скважин и эффекта по интенсификации добычи нефти.

Реализация результатов работы

Результаты теоретических и экспериментальных исследований использованы в производственном процессе нефтегазодобывающих управлений (НГДУ) ПАО «Татнефть», а также в учебном процессе в ГБОУ ВО «Альметьевский государственный нефтяной институт» (акты о внедрении приведены в Приложениях А и Б).

Разработанный влагомер применяется на объектах ПАО «Татнефть», малых нефтяных компаний Татарстана и Республики Казахстан. Влагомер имеет сертификат соответствия техническим регламентам Таможенного Союза и свидетельство об утверждении типа средств измерений.

Апробация работы

Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались на следующих конференциях и совещаниях:

- Научно-практическая конференция «Современные техника и технологии в автоматизации и управлении в нефтегазовой промышленности», посвященная 20-летию кафедры автоматизации и информационных технологий Альметьевского государственного нефтяного института (г. Альметьевск, 2013

г.);

- Научно-техническая ярмарка идей и предложений ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2014 г.);

- Молодежная научно-практическая конференция ОАО «Татнефть», посвященная 55-летию НГДУ «Джалильнефть» (п.г.т. Джалиль, 2014 г.);

- Молодежная научно-практическая конференция ПАО «Татнефть», посвященная 70-летию НГДУ «Лениногорскнефть» (г. Лениногорск, 2015 г.);

- V Всероссийская научно-практическая конференция с международным участием «Практические аспекты нефтепромысловой химии» при АН РБ (г. Уфа, 2015);

- 111-я Международная метрологическая конференция «Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов» (г. Казань, 2015);

- II Международная конференция «Наука в эпоху дисбалансов» (г. Киев, 2016);

- Юбилейная 70-я международная молодежная научная конференция РГУ нефти и газа им. Губкина (г. Москва, 2016);

- XIX Международная научно-практическая конференция «Интеллектуальный капитал и способы его применения» (г. Новосибирск, 2016).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, из них три статьи в журналах, рекомендованных ВАК, девять статей в сборниках трудов конференций и две статьи в научном сборнике «Ученые записки АГНИ».

Личный вклад автора

Личный вклад автора состоит непосредственном участии на всех этапах исследований. Экспериментальные данные, используемые в диссертации, получены под руководством автора (разработка программ исследований, их методическое сопровождение) и при прямом участии автора в промысловом эксперименте. Автором разработана методика вывода скважин на нестационарный режим. При создании средства измерения обводненности продукции добывающих скважин, автору принадлежит постановка задачи и руководство по ее воплощению, проведение экспериментальных исследований по оценке точности измерений.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы и приложений. Работа изложена на 225 страницах, содержит 83 рисунка, 20 таблиц. Список литературы состоит из 138 наименований.

Методы исследования

При выполнении исследований использованы методы математической аналогии, теории обработки измерений, математического моделирования, теории

автоматического управления, системного анализа, теории алгоритмов, теории информации, теории вероятностей, экспериментальные методы исследований.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ И УПРАВЛЯЮЩИХ СИСТЕМ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН И МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ

1.1 Характеристика объекта управления

Добывающая нефтяная скважина - это техническое устройство, позволяющее с помощью спущенного в нее насоса производить подъем добываемой жидкости на поверхность. Как правило, нефтяная скважина рассматривается как сложная единая гидродинамическая система [56], схема которой представлена на рисунке 1.1.1.

Несмотря на сложную конструкцию единственный параметр, доступный для управления данной системой - это дебит скважины. Управление дебитом скважины осуществляется изменением производительности насосной установки. Изменение дебита скважины вызывает изменение забойного давления и позволяет осуществлять гидродинамическое воздействие на призабойную зону пласта.

Рисунок 1.1.1 - Схема добывающей скважины

На рисунке 1.1.1 обозначены следующие элементы: Рпл, Рзаб - соответственно пластовое и забойное давления; Рпр - давление на приеме насоса; Рвых - давление на выходе из насоса; Рур - давление на динамическом уровне в затрубном пространстве; Ру - давление в трубопроводе на устье скважины; Рзатр - давление газа в затрубном пространстве скважины; Lс - глубина скважины по вретикали; Нсп - глубина спуска насоса; Ндин - динамический уровень; 1 - призабойная зона пласта; 2 - скважина; 3 - прием насоса; 4 - насос; 5 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 6 - затрубное пространство, заполненное газожидкостной продукцией скважины; 7 - затрубное пространство, заполненное попутным нефтяным газом.

Производительность скважинной штанговой насосной установки (СШНУ) прямо пропорциональна числу качаний. Число качаний имеет прямую зависимость от оборотов электродвигателя станка-качалки.

Производительность установки с электроцентробежным насосом (УЭЦН) в рабочей зоне напорно-расходных характеристик при отсутствии свободного газа в жидкости прямо пропорционально зависит от оборотов погружного электродвигателя (ПЭД).

Очевидно, что для управления производительностью СШНУ/УЭЦН необходимо изменять число оборотов электродвигателя. Наиболее оптимальным решением этой задачи является применение частотно-регулируемого электропривода (ЧРЭП).

В соответствии с вышеупомянутыми условиями, изменение производительности насосной установки должно происходить от минимального до максимального дебита по определенным временным интервалам. Таким образом создается нестационарный (динамический) режим отбора жидкости.

Изменение производительности скважинного насоса приводит к изменению динамического уровня и забойного давления. Для определения постоянной времени т, расчета периодов нестационарного отбора и оценки амплитуды создаваемой фильтрационной волны необходимо измерять и регистрировать давление на забое скважины. Наиболее эффективно эта задача решается с помощью

глубинного датчика давления. Однако, если нет возможности установки глубинного датчика давления в скважине, то забойное давление рассчитывается косвенным способом по измеренным с помощью автоматического эхолота значениям динамического уровня.

Обводненность добываемой жидкости на устье скважины при нестационарном режиме отбора изменяется в широких пределах из-за периодического изменения динамического уровня, что по существующим методам определения обводненности скважин (методы определения обводненности добывающих скважин рассмотрены в разделе 1.6) не позволяет достоверно судить об эффективности гидродинамического воздействия на призабойную зону пласта. Поэтому в составе разрабатываемой ИИиУС добывающей скважины необходимо применение прибора для надежного измерения обводненности добываемой жидкости.

Для расчета динамического уровня и притока жидкости в скважину из пласта необходимо измерение затрубного давления (зона 7 на рисунке 1.1.1). Расчет динамического уровня необходим для обеспечения защиты насосной установки от недопустимого снижения уровня и прихвата газа.

1.1.1 Состав и устройство глубиннонасосных установок

Процесс добычи нефти подразумевает извлечение заданного количества продукции скважины из пласта и подъем его на дневную поверхность с наименьшими материальными затратами, и основывается на совокупности технологических, технических и организационно-управленческих решений.

На поздней стадии разработки месторождений добыча жидкости из скважин осуществляется, как правило, механизированным способом, т.е. глубиннонасосными установками.

В нефтедобывающей промышленности наибольшее распространение получили следующие глубиннонасосные установки [56]:

1. Скважинные штанговые насосные установки (СШНУ, или УШГН).

2. Установки погружных электроцентробежныхн насосов (УЭЦН).

3. Установки гидравлических поршневых насосов (УГПН).

4. Установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН).

5. Установки с диафрагменными насосами и электроприводом (УЭДН).

6. Установки со струйными насосами (УСН).

В России наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ [126], а по объему добычи — УЭЦН. Это связано с тем, что установки со штанговыми глубинными насосами предназначены для эксплуатации нефтедобывающих скважин с низкими и средними дебитами, а установки с электроцентробежными насосами — для эксплуатации скважин со средними и высокими дебитами. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) применяются относительно редко и в небольших количествах [56].

Принципиальная схема СШНУ изображена на рисунке 1.1.2. Скважинная штанговая насосная установка состоит из двух частей: наземной и подземной. Наземное оборудование состоит из станка-качалки, привода, станции управления и устьевой арматуры. Подземное оборудование включает себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при необходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопесочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне).

Рисунок 1.1.2 - Принципиальная схема СШНУ (УШГН)

На рисунке 1.1.2 изображены следующие элементы: 1 - станция управления; 2 - балансир; 3 - головка балансира; 4 - стойка балансира; 5 - шатун; 6 - кривошип; 7 - редуктор; 8 - приводной двигатель; 9 - тормоз; 10 - противовесы; 11 -металлическая, рама; 1 2 - бетонный фундамент, 13 - канатная подвеска; 14 -траверсы; 15 - полированный шток; 16 - устьевая арматура; 17 - колонна штанг; 18 - колонна НКТ; 19 - плунжер насоса; 20 - нагнетательный клапан; 21 -всасывающий клапан; 22 - цилиндр насоса; 23 - хвостовик.

Принципиальная схема установки с электроцентробежным насосом (УЭЦН) приведена на рисунке 1.1.3. Установка состоит из двух основных частей [56]: наземной и погружной. Наземная часть включает силовой трансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Самойлов Денис Юрьевич, 2019 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Адиев И.Я., Коровин В.М., Сафиуллин И.Р. Способ определения обводненности продукции скважины стационарными акустическими датчиками в условиях одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов // Каротажник. 2014. № 8 (242). С. 41 -49.

2. Арестов А.Ю., Самойлов Д.Ю. Определение зависимостей обводненности продукции скважин от режимов эксплуатации, выбор оптимальных соотношений дебита по нефти и обводненности продукции скважин // Сборник работ Молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», посвященной 55-летию НГДУ «Джалильнефть», сентябрь 2014 г. С. 87-88.

3. Атауллин Ф.Р., Ясовеев В.Х., Коровин В.М. Информационно-измерительная система дистанционной диагностики приборов электрического, акустического и радиоактивного каротажа // Приборы. 2018. № 2 (212). С. 14-18.

4. Ахметзянов Р.Р., Жильцов А.А, Самойлов В.В., Булгаков А.П., Самойлов Д.Ю. Как повысить эффективность системы поддержания пластового давления при разработке месторождений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 2. С. 20-23.

5. Ахметзянов Р.Р., Самойлов В.В., Жданов О.П., Фролов С.А. Как повысить коэффициент извлечения нефти без применения традиционных методов повышения нефтеотдачи пластов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 11. С. 5661.

6. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в продуктивных пластах. - М: Недра, 1984. - 211 с.

7. Берлинер М.А. Измерения влажности. Изд. 2-е, перераб. и доп. - М: «Энергия», 1973. - 400 с.

8. Бесекерский В.А., Попов Е.П. Теория систем автоматического управления. -Изд. 4-е, перераб. и доп. - СПб, Изд-во «Профессия», 2003. - 752 с.

9. Бессонов Л.А. Теоретические основы электротехники. Издание девятое переработанное и дополненное. - М.: Издательство «Высшая школа», 1996. - 623 с.

10. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. - М.: Недра, 1964. - 242 с.

11. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. 4-е изд., стереотип. - М.: Наука, Физматгиз, 1969. - 576 с.

12. Внутренний регламентирующий документ ОАО «Татнефть» ЕРБ 01-657-1.02011 Временный регламент по использованию систем автоматизации при эксплуатации скважин с УЭЦН в ОАО «Татнефть».

13. Выгодский М.Я. Справочник по высшей математике / М.Я. Выгодский. - М.: АСТ: Астрель, 2006. - 991 с.

14. Гаврилов А.Г. Исследование системы «пласт-скважина» методом высокочастотных фильтрационных волн давления: автореф. дис. канд. физ.-мат. наук: 25.00.29 / Гаврилов Александр Геннадьевич. - Казань, 2007. - 18 с.

15. Гаврилов А.Г., Непримеров Н.Н., Овчинников М.Н., Штанин А.В. Анализ заводнения и управление разработкой нефтяных месторождений с использованием автоматизированной системы контроля // Сборник трудов всероссийского совещания Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных месторождений. -Альметьевск, 2000. Ч.2., С.171-173.

16. Ганеев А.Р. Модельно-ориентированное проектирование при создании станции управления процессом добычи нефти скважинными штанговыми насосами // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2012. № 4. С. 48-51.

17. Гиматудинова Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова/Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. - М.: Недра, 1983, 455 с.

18. Глубинная видеосъемка скважины, материалы компании Halliburton: https: //youtu.be/Nh2b8wuDqqg.

19. Гончаров А.А., Полторацкий В.М., Слепян М.А. Методы определения обводненности сырой нефти: отечественный и зарубежный опыт // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2008. №4. С.54-57.

20. ГОСТ 24.701-86 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Надежность автоматизированных систем управления. Основные положения.

21. ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды».

22. ГОСТ 2517-12 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

23. ГОСТ 8.437-81 ГСИ. Системы информационно-измерительные. Метрологическое обеспечение. Основные положения.

24. ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования (с Изменениями N 1, 2).

25. Грайфер В.И., Ишемгужин С.Б., Яковенко Г.А. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами. Казань, Татарское книжное издательство, 1973. - 216 с.

26. Девликамов В.В., Хабибуллин Э.А. и Зюрин В.Г. Подземная гидрогазодинамика: Учебное пособие. - Уфа: Изд. Уфимс. нефт. ин-та, 1987. - 86 с.

27. Демьянов А.А. Полнопоточные влагомеры для товарной и сырой нефти // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов: III - я международная метрологическая конференция. - Фафурин В.А., Тайбинский А.С., Иванов С.Е. - Казань: ИД Мир без границ, 2015. - 186 с. С. 16-17.

28. Евтихиев Н.Н., Купершмидт Я.А., Папуловский В.Ф., Скугоров В.Н. Измерение электрических и неэлектрических величин: Учеб. пособие для вузов. -М.: Энергоатомиздат, 1990. - 352 с.: ил.

29. Ермолкин О.В., Великанов Д.Н., Гавшин М.А., Попова Я.Д. Комплексный контроль параметров продукции эксплуатационных скважин // Территория Нефтегаз. - 2017. - №4. - С.12-20.

30. Ермолкин О.В., Гавшин М.А., Попова Я.Д., Лотош А.Н. Информационно -измерительная система оперативного контроля многофазных потоков продукции скважин // Приборы. - 2018. - №7 (217). - С.13-20.

31. Ермолкин О.В., Храбров И.Ю., Великанов Д.Н. Современные информационно-измерительные технологии контроля продукции газовых и газоконденсатных скважин // Территория Нефтегаз. - 2015. - №3. - С.53-61.

32. Железняков А.Н., Саитов Р.И., Абдеев Р.Г. Микроволновый влагомер // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2012. №4. С.78-80.

33. Желтов Ю.П., Кутляров В.С. О неустановившемся движении жидкости в трещиновато-пористом пласте при периодическом изменении давления наего границе // ПМТФ. 1965. №6. С. 69-76.

34. Ибрагимов Н.Г., Панарин А.Т., Десятков В.К., Евтушенко С.П. К вопросу определения оптимального периода закачки воды в карбонатные коллекторы // Материалы семинара-дискуссии «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения». - Бугульма, 27-28 мая 1996 г.

35. Игнатьев М.Н. Интеллектуальные системы управления // Нефтегазовая вертикаль. 2010. № 13-14. С. 73-93.

36. Ильин А.В. Результаты внедрения нового оборудования ЗАО «Электон» // Инженерная практика. 2011. №3. С.114-117.

37. Ильясов Б.Г., Комелин А.В., Тагирова К.Ф. Интеллектуальная автоматизированная система управления установкой электроцентробежного насоса // Вестник УГАТУ. - 2007. - Т. 9. № 2 (20). - С. 58-70.

38. Исламов А.Р., Коровин В.М., Мусяков Т.Ш. Автоматизированная информационно-управляющая система геофизического предприятия // Каротажник. 2017. № 7 (277). С. 20-29.

39. Калмыков А.В. Гидродинамическое изучение и моделирование особенностей разработки залежей нефти в Турнейских и Башкирских отложениях (на примере месторождений Республики Татарстан): дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / Калмыков Александр Викторович. - Уфа, 2015. - 151 с.

40. Ковшов В.Д., Латыпов А.Ф., Светлакова С.В. Обзор современных станций управления ШГН отечественного производства // Инженерная практика. 2011. № 10. С. 68-72.

41. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. - М.: Издательство «Наука», Главная редакция физико-математической литературы, 1973. - 832 с.

42. Краснов А.Н. Измерение давления и температуры в скважине одним датчиком по трехпроводной линии связи // Интеллектуальные системы в производстве. 2017. Т. 15. № 1. С.37-40.

43. Краснов А.Н., Прахова М.Ю., Сулейманов И.Н., Хорошавина Е.А., Лялин В.Е. Непрерывный мониторинг обводненности газовых скважин // Естественные и технические науки. 2017. № 10 (112). С. 40-46.

44. Крюков В.В. Информационно-измерительные системы. Учебное пособие. -Владивосток: ВГУЭС, 2000. - 102 с.

45. Кумунжиев К.В. Теория и проектирование измерительных преобразователей для систем регулирования и контроля температуры ротора газотурбинных двигателей / Дисс. д-ра тех. наук (05.13.05) / Уфим. авиац. ин-т им. С. Орджоникидзе. - Уфа, 1978.

46. Кучеров В.А. Физические основы получения информации / Новочеркасск: ЮРГПУ (НПИ), 2016. - 68с.

47. Лазарева Т. Я., Мартемьянов Ю. Ф. Основы теории автоматического управления: Учебное пособие. 2-е изд., перераб. и доп. - Тамбов: Изд-во Тамб. гос. техн. ун-та, 2004. - 352 с.

48. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теоретическая физика: Учеб. пособ.: Для вузов. В 10 т. Т. VI. Гидродинамика. - 5-е изд., стереот. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2001. - 736 с.

49. Лебедев С.А. и др. Основы философии науки: Учебное пособие для вузов. -М.: Академический Проект, 2005. - 544 с.

50. Левин К.А., Тонконог М.И., Чудин В.И., Ушков П.В., Савленков Ю.Б. О результатах исследований отклонения представительности пробы, отобранной

пробоотборниками ПОРТ // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов: III - я международная метрологическая конференция. - Фафурин В.А., Тайбинский А.С., Иванов С.Е. -Казань: ИД Мир без границ, 2015. - 186 с. С. 46-47.

51. Лысенко В.Д. Рациональная разработка нефтяных месторождений / В.Д. Лысенко, В.И. Грайфер. - М.: ООО «Бизнесцентр», 2005. - 607 с.

52. Марков К.А., Хазанова С.В. Реакция простых цепей на гармоническое и импульсное воздействия: Лабораторный практикум. - Нижний Новгород: Нижегородский госуниверситет, 2010. - 18 с.

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

54. Мироненко В.П. Измеритель влажности жидких углеводородов на основе открытого СВЧ-резонатора // Вестник Нижневартовского государственного гуманитарного университета. 2013. № 1.

55. Мироненко В.П. Об особенностях измерения влажности нефтепродуктов СВЧ-методами // Вестник Нижневартовского государственного гуманитарного университета. 2011. № 3.

56. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. — 816 с.

57. Молокович Ю.М. и др. Выработка трещиновато-пористого коллектора нестационарным дренированием. - Казань: Регентъ, 2000. - 156 с.

58. Молокович Ю.М., Марков А.И., Давлетшин А.А., Куштанова Г.Г. Пьезометрия окрестности скважин. Теоретические основы. - Казань: Изд. «ДАС», 2000. - 202 с.

59. Морозов П.Е. Фильтрационные волны давления в пористых и трещиновато-пористых средах // Вестник Нижегородского университета им. Н.И. Лобачевского. 2011. № 4 (3). С. 996-998.

60. Муслимов Р.Х. Основные итоги и перспективны дальнейшего применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Республики

Татарстан // Материалы семинара-дискуссии «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения». - Бугульма, 27-28 мая 1996 г.

61. Муслимов Р.Х., Десятков В.К., Евтушенко С.П. Дальнейшее развитие теоретических и экспериментальных промысловых исследований по отработке гидродинамических методов повышения нефтеотдачи на месторождениях Татарстана // Материалы семинара-дискуссии «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения». - Бугульма, 27-28 мая 1996 г.

62. Научно-исследовательская работа по теме: «Разработка ПО подсчета количества нефти в РВС оснащенных системами измерения уровня производства фирмы «НИЦ МИ», г. Уфа, 2012 г. Материалы сайта: www.nicmi.ru.

63. Немиров М.С., Силкина Т.Г., Нурмухаметов Р.Р. Анализ факторов, влияющих на погрешность отбора проб сырой нефти из трубопровода // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2012. № 4. С. 68-70.

64. Непримеров Н.Н. Технология оптимальной выработки нефтяного пласта. Десятитомное собрание научных и литературных трудов. - Т.6. - Казань: Центр инновационных технологий, 2005. - 192 с.

65. Нуберг Г.П. Измерительные преобразователи неэлектрических величин. - Л.: Энергия, Ленинградское отделение, 1970. - 359 с.

66. Нургалиев Р.З., Гуськова И.А., Самойлов В.В., Ситдикова И.П., Габдрахманов А.Т. Контроль закачки воды для эффективной разработки месторождений, охраны недр и окружающей среды // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2016. - №6 (120). - С.88-92.

67. Овчинников М.Н. Интерпретация результатов исследования пластов методом фильтрационных волн давления. - Казань: ЗАО «Новое знание», 2003. -84 с.

68. Описание протокола «Modbus». Режим доступа http://mironomika.ru/UPLOAD/fck/file/TMT1_ModbusDescription.pdf.

69. Орнатский П.П. Автоматические измерения и приборы (аналоговые и цифровые). - 5-е изд., перераб. и доп. - К.: Вища шк. Головное изд-во, 1986. - 504 с.

70. Павлова З.Х., Балтин Р.Р., Краснов А.Н., Майский Р.А. Об основных аспектах проектирования беспроводных сетей параметрического мониторинга удаленных объектов // Международный научно-исследовательский журнал. 2016. №12-3 (54). С. 161-164.

71. Павлова З.Х., Краснов А.Н., Балтин Р.Р. Современные технологии приема-передачи измерительной информации для организации сенсорных сетей мониторинга объектов нефтегазовой отрасли // Международный научно-исследовательский журнал. 2017. № 5-3 (59). С. 79-81.

72. Палагушкин В.А., Мымрин И.Н. Автоматизация технологических процессов в нефтегазовой промышленности. Учебное пособие. - Уфа: ССП УГНТУ «ИДПО», 2015. - 120 с.

73. Панасюк Ю. Н. Устройства сверхвысоких частот: учебное пособие для студентов, обучающихся по направлениям 211000 «Конструирование и технология электронных средств», 210400 «Радиотехника» очной и заочной форм обучения / Ю. Н. Панасюк, А. П. Пудовкин. - Тамбов: Изд-во ФГБОУ ВПО «ТГТУ», 2015. -80 с.

74. Парахуда Р.Н., Литвинов Б.Я. Информационно-измерительные системы: Письменные лекции. - СПб.: СЗТУ, 2002. - 74 с.

75. Патент 2246003 РФ. Глубинная станция для измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин. / В.Г. Белов, В.А. Иванов, В.Я. Соловьев. - 10.02.2005, Бюл. №4.

76. Патент №2109130. Способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта- коллектора / Давлетшин А.А., Куштанова Г.Г., Марков А.И., Молокович Ю.М., Муслимов Р.Х., Никашев О. А., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г., Классы МПК7: Е21В43/16.

77. Патент №2288352. Способ нестационарного извлечения нефти из пласта / Белов В.Г., Горшенин А.Ю., Иванов В.А., Козловский В.С., Мусаев Х.Ц., Федосеев А.И., Шелехов А.Л., приоритет от 18.10.2004, кл. Е 21 В 43/12.

78. Патент №2289019. Способ перевода скважин на оптимально эффективный режим эксплуатации / Белов В.Г., Горшенин А.Ю., Иванов В.А., Козловский В.С., Мусаев Х.Ц., Федосеев А.И., приоритет от 28.03.2005, кл. Е 21 В 43/16.

79. Патент №2320860. Способ разработки нефтяной залежи / Хисамов Р.С., Евдокимов А.М., Габдрахманов Р.А., Кандаурова Г.Ф., Файзуллин И.Н., Султанов А.С., приоритет от 29.03.2007, кл. Е 21 В 43/18.

80. Патент №2418942. Способ эксплуатации скважины / Хисамов Р.С., Ибрагимов Н.Г., Евдокимов А.М., Евдокимов С.А., Габдрахманов Р.А., Нуриев И.А., приоритет от 20.07.2010, кл. Е 21 В 43/00.

81. Патент №2453689. Способ разработки нефтяной залежи / Хисамов Р.С., Хамидуллин М.М., Шайдуллин Р.Г., Галимов И.Ф., Ванюрихин И.С., Галиев Ф.А., приоритет от 06.09.2011, кл. Е 21 В 43/20.

82. Патент на изобретение №2287150. Способ определения количества воды и нефти в водонефтяной эмульсии / Ибрагимов Н.Г., Смыков В.В., Халимов Р.Х., Тряпочкин Ю.А., Жданов О.П., Шаталов В.И., Смыков Ю.В., приоритет от 21.02.2005, RU 2287150 О.

83. Патент РФ № 2417306. Способ разработки нефтяной залежи / Хисамов Р.С., Хамидуллин М.М., Шайдуллин Р.Г., Хамидуллина А.М., Классы МПК-8: E21B43/20.

84. Патент РФ №2099513. Способ выработки нефтяного пласта / Гаврилов А.Г., Непримеров Н.Н., Панарин А.Т., Штанин А.В., Классы МПК-8: E21B43/20.

85. Патракова Е.П., Иванов В.А. Нефтяная скважина с искусственным интеллектом // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2010. № 2. С.2-5.

86. Паффенгольца К.Н. Геологический словарь: в 2-х т. - М.: Недра, 1973. Т.1: -86 с.; Т.2: - 456 с.

87. Петров В.Н., Евдокимов Ю.К., Соловьев В.Г., Малышев С.Л. Моделирование режимов течения газожидкостного потока горизонтальном канале // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов: III - я международная метрологическая конференция. -Фафурин В.А., Тайбинский А.С., Иванов С.Е. - Казань: ИД Мир без границ, 2015. - 186 с. С. 38-40.

88. Петров В.Н., Соловьев В.Г., Малышев С.Л. Моделирование структуры течения газожидкостного потока // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов: 11-ая международная метрологическая конференция. - Фафурин В.А., Тайбинский А.С., Иванов С.Е. - Казань: ИД Мир без границ, 2014. - 204 с. С. 42-45.

89. Положение о ведении технологической работы в цехах добычи нефти и газа в ОАО «Татнефть». - Альметьевск. - 2007. - С. 86-87.

90. Прохоров А.М. Физическая энциклопедия / Ред. кол. Д.М. Алексеев, А.М. Балдин, А.М. Бонч-Бруевич, А.С. Боровик-Романов и др. - М.: Большая Российская энциклопедия. Т. 3 Магнитоплазменный - Пойнтинга теорема, 1992. - С.159.

91. РЕКОМЕНДАЦИИ «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике "Воспроизводство минерально-сырьевой базы, включающее поиски и разведку новых месторождений нефтяных и газовых ископаемых для нужд народного хозяйства" от 12 марта 2015 г. Режим доступа: http://www.gkz-rf.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=229:2015-04-21 -07-53-31&catid=53:docsuvs&Itemid=70 (дата обращения 25.03.2015).

92. Рубичев Н.А. Измерительные информационные системы: учебное пособие. -М.: Дрофа, 2010. - 334 с.

93. Руководящий документ РД 153-39.1-808-13 «Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть». - 495 с.

94. Руководящий документ РД 153-39.1-945-16 Основные требования по автоматизации и автоматизированному управлению нефтегазодобывающим производством ПАО «Татнефть».

95. Самойлов В.В., Самойлов Д.Ю., Жданов О.П. Определение обводненности в потоке добывающих скважин // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов: III - я международная метрологическая конференция. - Фафурин В.А., Тайбинский А.С., Иванов С.Е. - Казань: ИД Мир без границ, 2015. - 186 с. С. 48-50.

96. Самойлов В.В., Самойлов Д.Ю., Насыбуллин А.В. Исследование переходных процессов системы пласт-скважина с помощью электрических схем замещения // Международный научный институт «Educatio» Ежемесячный научный журнал. № 1 (19). Ч.1. 2016. С.56-61.

97. Самойлов В.В., Самойлов Д.Ю., Насыбуллин А.В. Применение метода фильтрационных волн давления для снижения обводненности скважины Пашийского горизонта // Збiрник центру наукових публшацш «Велес» за матерiалами мiжнародноi науково-практично! конференций «Наука в епоху дисбаланшв», м. Кшв: збiрник статей ^вень стандарту, академiчний рiвень). - К.: Центр наукових публжацш, 2016. - С.103-108.

98. Самойлов В.В., Фролов С.А., Самойлов Д.Ю., Усов В.В. Результаты исследований методов управления скважиной с СШН, основанных на способе нестационарного отбора скважинной продукции // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2014. № 8. С. 26-30.

99. Самойлов Д.Ю. Определение количества нефти в эмульсионном слое, подсчет количества нефти в РВС // Сборник работ Молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», посвященной 55-летию НГДУ «Джалильнефть», сентябрь 2014 г. С. 187-188.

100. Самойлов Д.Ю. Разработка и применение автоматизированной системы управления скважиной с целью повышения нефтеотдачи пластов // Практические аспекты нефтепромысловой химии. Сборник тезисов докладов V научно-практической конференции. - Уфа, изд. БашНИПИнефть, 2015, 156 с.С75-79.

101. Самойлов Д.Ю. Разработка и применение автоматизированной системы управления скважиной в режиме нестационарного отбора жидкости с целью повышения нефтеотдачи пластов // Современные техника и технологии в

автоматизации и управлении в нефтегазовой промышленности: сборник материалов региональной молодежной научно-практической конференции. -Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2013. - 92 с.

102. Самойлов Д.Ю. Реализация системы управления режимом работы скважины для увеличения нефтеотдачи // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. 2014. Т. XII. Ч.1. С. 211-221.

103. Самойлов Д.Ю., Садртдинова Л.Ф. Реализация метода фильтрационных волн давления для увеличения нефтеотдачи пластов // Сборник работ Молодежной научно-практической конференции ПАО «Татнефть», посвященной 70-летию НГДУ «Лениногорскнефть», сентябрь 2015 г. С. 36-38.

104. Самойлов Д.Ю., Самойлов В.В. Общесистемные закономерности физических процессов // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. - 2015. - Т.ХШ. - Ч.1. - С. 379-388.

105. Самойлов Д.Ю., Самойлов В.В., Воронков В.С., Галиев Ф.А. Разработка и применение автоматизированной системы управления скважиной с целью повышения нефтеотдачи пластов // Экспозиция Нефть Газ. 2015. №5 (44). С. 34-36.

106. Самойлов Д.Ю., Самойлов В.В., Жданов О.П., Насыбуллин А.В. Измерение обводненности на устье добывающих скважин // Экспозиция Нефть Газ. 2016. №3 (49). С. 85-88.

107. Светлакова С.В. Информационно-измерительная система динамометрирования скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами: автореф. дис. канд. техн. наук: 05.11.16 / Светлакова Светлана Валерьевна. - Уфа, 2008. - 18 с.

108. Стрыгин С.Е. RC-цепи первого порядка. Методическая разработка для «Практикума по радиофизике». - М.: изд. физического факультета МГУ, 2016, 19 с.

109. Тейлор Дж. Введение в теорию ошибок. Перевод с английского канд.физ. -мат. наук Л.Г. Деденко. - М.: Мир, 1985. - 272 с.

110. Технологический регламент ОАО «Варьеганнефть» по подготовке, запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН № Э-001 СГТ -002, 2014. - 109 с.

111. Труфанов В.В. и др. Опыт применения гамма-плотномеров для исследования глубиннонасосных скважин/В.В. Труфанов, Б.М. Рябов, Ю.А. Гулин и др. // Нефтепромысловое дело. - 1968. - №10. - С. 19-23.

112. Тяпов О.А., Гарифуллин А.Р., Басов С.Г., Ханжин В.Г. Современные системы управления погружными электронасосами при периодических режимах эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. 2006. №XX. С.12-14.

113. Ушаков Е.В. Введение в философию и методологию науки: Учебник. - М.: Издательство «Экзамен», 2005. - 528 с.

114. Фархуллин Р.Г. Комплекс промысловых исследований по контролю за выработкой запасов нефти. - Казань: Изд. «ТАТПОЛИГРАФЪ», 2002. - 304 с.

115. Филлипс Ч., Харбор Р. Системы управления с обратной связью. - М.: Лаборатория Базовых Знаний, 2001. - 616 с.: ил.

116. Хакимьянов М.И., Ковшов В.Д., Чикишев А.М., Максимов Н.С., Почуев А.И. Контроллеры автоматизации установок штанговых глубинных насосов // Электронный журнал «Нефтегазовое дело», Уфа, 2007. Режим доступа: http: //www.ogbus .ru.

117. Ханжин В.Г., Бышов С.Н., Никурова Л.Ф., Галеев А.Ф. Перевод скважин Приобского месторождения на адаптивную систему управления электроцентробежным насосом // Нефтяное хозяйство. 2009. №8. С.68-70.

118. Цапенко М.П. Измерительные информационные системы: Структуры и алгоритмы, системотехническое проектирование: Учеб. пособие для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 438 с.

119. Чекалин А.Н., Конюхов В.М., Волков Ю.А. Анализ влияния циклического воздействия на нефтеотдачу трещиновато-пористого пласта // Материалы семинара-дискуссии «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения». - Бугульма, 27-28 мая 1996 г.

120. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. - Киев: Гос. изд-во техн. лит-ры УССР, 1961. - 286 с.

121. Чудин В.И. Обводненность - решение ее определения по пробе // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов: II-ая международная метрологическая конференция. - Фафурин В.А., Тайбинский А.С., Иванов С.Е. - Казань: ИД Мир без границ, 2014. - 204 с. С. 40-41.

122. Чудин В.И., Ушков П.В., Нурмухаметов Р.Р., Белоклоков В.В. Обзор пробоотборников сырой нефти, разработанных в ООО «НПО «НТЭС» // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов: Международная метрологическая конференция. -Фафурин В.А., Тайбинский А.С., Иванов С.Е. - Казань: ИД Мир без границ, 2013. - 208 с., С. 20-23.

123. Чудин В.И., Ушков П.В., Шаталов В.А., Жиляев О.В. О достоверности определения обводненности продукции, добытой из нефтяной скважины, по пробе // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов: III - я международная метрологическая конференция. - Фафурин В.А., Тайбинский А.С., Иванов С.Е. - Казань: ИД Мир без границ, 2015. - 186 с. С. 42-45.

124. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. - М.: Наука, 1998. - 304 с.

125. Шигапов А.Ф., Демьянов А.А., Поярков С.А. Особенности эксплуатации влагомера ВСН-ПИК // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов: II-ая международная метрологическая конференция. - Фафурин В.А., Тайбинский А.С., Иванов С.Е. -Казань: ИД Мир без границ, 2014. - 204 с., С. 20-21.

126. Шимин А.Н., Емельянов А.В. Методика построения динамических моделей измерительных преобразователей в форме схем замещения // Известия Волгоградского ГТУ, № 4(21), 2006. - С.21-25.

127. Шумилов А., Кулешов С. Технология SALT - увеличение дебита нефти на 30% // CONTROL ENGINEERING РОССИЯ. 2016. №4 (64). С.111-113.

128. Щелкачев В.Н. Развитие фундаментальных решений теории нестационарного поля и их применение в теории фильтрации // Изв. вузов. Нефть и газ. 1985. №10. С. 47-53.

129. Яворский Б.М., Детлаф А.А. Справочник по физике: 2-е над., перераб. - М.: Наука. Главная редакция физико-математической литературы, 1985. - 512 с.

130. Bird J. Engineering Mathematics Fourth Edition. - Oxford: Newnes, 2003. - 543 p.80

131. Gaurav Dixit. Internet of Things in the Oil and Gas Industry, 23 February 2017. Материалы официального сайта SPE: https://www.spe.org/en/twa/twa-article-detail/?art=2744.

132. Hollaender F., Hammond P.S., Gringarten A.C. Harmonic testing for continuous well and reservoir monitoring // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, 29 Sept.-2 Oct. 2002. P. 1-12.

133. J. Freund, B. Perles. A New Look at Quartiles of Ungrouped Data. The American Statistician, Vol. 41, No. 3 (Aug., 1987), pp. 200-203.

134. Kuo C.H. Determination of reservoir properties from sinusoidal and multirate flow test in one or more wells // SPE J. 1972. Vol. 12, No 6. P. 499-507.

135. Material interface level sensing United States Patent, Patent Number: 5,811,677; Date of Patent: Sep. 22, 1998.

136. Mohaghegh S.D. Artificial Intelligence and Data Mining: Enabling Technology for Smart Fields // SPE the Way a Head J. 2009. Vol. 5, No. 3. P. 14-16.

137. Pinnell David, Extended Lufkin Automation Modbus, 06.01.2000, v.1.01.

138. Sensorless Artificial Lift Technology (SALT™), Patent No. 6,414,455.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Акт о внедрении результатов диссертационной работы в учебный процесс

АКТ

об использовании результатов диссертационной работы на тему: «Информационно-измерительная и управляющая система для интенсификации добычи нефти и определения обводненности продукции скважин» Самойлова Дениса Юрьевича в ГБОУ ВО «Альметьевский государственный нефтяной институт»

Мы нижеподписавшиеся, настоящим актом удостоверяем использование материалов диссертации Самойлова Д.Ю. в учебном процессе кафедры автоматизации и информационных технологий ГБОУ ВО «Альметьевский

государственный нефтяной институт».

В результате выполнения диссертации разработана информационно-измерительная и управляющая система нефтяной скважиной, включающая в себя технические средства автоматизации, измерительные приборы и программное обеспечение. Опубликовано несколько научных статей, в том нГсле в журналах, рекомендованных ВАК, на разработанный влагомер получено свидетельство об утверждении типа средств измерении.

Теоретические и практические результаты, примеры, материалы промыслового эксперимента, полученные в ходе работы над диссертацией, и пользуются при преподавании дисциплины «АТП промысловых исследований» для бакалавров направления 15.03.04 - Автомату технологических процессов и производств и дисциплины «Профаммю-технические комплексы управления интеллектуальной скважиной» д» магистров направления 15.04.04 - Автоматизация технологических процессов и

производств.

Доцент кафедры АИТ,

• ///'• \ -% |§шр

Первый проректор АГНЙ, к^Г.й. -

Ситдикова И.П.

Иванов А.Ф.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Акт о внедрении результатов диссертационной работы в производственный

процесс

пао «татнефть» имени в .д. Шашина

нефтегазодобывающее

управление

«лениногорскнефть»

ул. Ленинградская, 12, г. Лениногорск, Республика Татарстан, 423250

TATNEFT

в.д. Шашин исемендэге

«татнефть» аж;

«лениногорскнефть» нефть-газ чыгаруидарэсе

Ленинград ур.,12, Лениногорск tuahape, Татарстан Республикасы, 423250

Телефон: [phone], факс [phone]. E-mail: [e-mail] ИНН/КПП 1644003838/164902001, расчетный счет № 40702810400090001890 в филиале «Приволжский» ПАО Банк ЗЕНИТ, корреспондентский счет № 30101810200000000702. БИК 049205702

АКТ

о внедрении результатов диссертационной работы Самойлова Дениса Юрьевича, представленной на соискание ученой степени кандидата технических наук, в НГДУ «Лениногорскнефть» ПАО «Татнефть»

Информационно-измерительная и управляющая система нефтяной скважиной, разработанная при выполнении диссертации, позволила в рамках экспериментальных работ реализовать запатентованные специалистами НГДУ «Лениногорскнефть» инновационные нестационарные способы разработки нефтяной залежи.

Реализованные в информационно-измерительной и управляющей системе алгоритмы задания нестационарного режима способствовали снижению обводненности на экспериментальных скважинах 301-303 залежи Ромашкинского месторождения нефти.

Разработанный поточный влагомер позволил в режиме реального времени измерять обводненность продукции скважин, работающих в нестационарном режиме, что до внедрения данной разработки было практически невозможно. С помощью влагомера производится надежный автоматический контроль за динамикой изменения обводненности на скважинах, работающих как в нестационарных, так и в стационарных режимах.

Информационно-измерительная и управляющая система имеет удобный интерфейс, доступна для работы из любой точки корпоративной сети, или сети Интернет.

I

Первый заместитель начальника по производству - главный инженер

Начальник ЦДНГ-4

Заместитель начальника по технологии ЦДНГ-4

/

Р.А. Габдрахманов

О.Я. Бажигов

А.Х. Хасанов