шшстшлъо нефтяной шюмишшшосш

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО

ПО ТБХНОЛОХИЧЕСКИМ процессам контроля ЗА ДОБЫЧЕН НЕФТИ ИЗ СОВМЕСТНО ЗКШЛУАТИРУЬШХ ПЛАСТОВ ПО ДАНННМ АНАЛИЗА ПРОБ НА СОДЕРЖАНИЕ ВАНАДИЯ И КОБАЛЬТА

РД ЗУ - I - 515 - 81

ХУ81

ШШОТКРДОО xlB^'DuiOH шчшшлносхи

УТВКРДДА^

первый заместитель

министра нефтяной промшиле;шооти

В.И. Игревский 21 января 1961г.

руководящий докукшт

РУКОВОДСТВО

по твхиодопшасим ПРОЦЕССЫ контроля

ЗА ЛОБыШ; ШйдТН ,13 ДОШЛНО ЭКСПЛУАТИРУЭШ ПЛАСТОВ ПО ДАННЫМ АНАЛИЗА ПРОБ НА СОДЬРКАНЛК ВАНАДИЯ И КОБАЛЬТА

РД ЗУ - I - 515 - 81

НАСТОЯЩИЙ ДОКУЫЫТ РАЗРАБОТАН:

Всесоюзным научно-исследовательским институтом нефтепромысловой геофизики

Директор    И.Г. Кувагин

Ответственный исполнитель

зав.лабораторией ядерно-физическии методов исследования

3.U. Арбузов

14.X. файвуллин, О.П. Тимошенко

Определение наследуемых скважин и выбор опорных скважин

5.7. Ьслн результат оценки применения технологии оказался положительным, то составляется перечень исследуемых скважин,уточняется их положение на площади, выбираются опорные скважины двя получения опорных и ожидаемых значении.

5.6. Скважина, доя которой необходимо решить задачу.связанную о оценкой участия в добыче нартм каждого из совместно эксплуатируемых пластов, навивается исследуемой. Скважина, дозволяющая получить пробу нефти из заведомо известного олаота, называется опорной по данному пласту. Значение содержания элемента в пробе нефти нз опорной скважины называется опорным значением. Значение содержания элимента в нефти для точки пересечения пласта исследуемой скважиной, вычисляемое на основании опорных значений, называется ожидаемым значением.

5.9.    Количество скважин, выбираемых в качестве опорных, н расположение их на месторождении зависит от расположения исследуемых скважин, градиента содержания элемента в нефти по площади. Ь общем случае точыооть конечного результата исследования повышается с увеличением числа спорных скважин, с уменьшением указанного градиента.

6.10.    'Мл вычисления ожидаемых значении по опорным скважинам могут использоваться известные методики построений, включая применение ЭЫ. Коли число опорных скважин недостаточно для построения карт содержании, но на исследуемом участке имеется несколько опорных скважин, то олвдует пользоваться формулой

^Е-#г

где С - ожидаемое содержание элемента в ниртн;

С_л- опорное значение содержания элемента для I -ой опорной скважины;

R_k - расстояние между исследуемой л к -он опорной сквахашон.

6.11.    Определение ожидаемых значении выполняется дм каждого из пластов, по каждой исследуемой скважине. После оценки ожндае-иыл значении составляется грамма отбора ярой с целью контроля за ирытоками нефти нз совмести энешу&тйруеыых пластов.

Сбор проб нефтей, их подготовка к анализам

5.12.    Сбор нефтей и последующая работа с пробами должна исключать возможность их химического загрязнения определяемым элементом. Основное требование технологий - использование чистых емкостей для отбора, хранения и анализа проб, существующая на промыслах практика сбора нефтей о устья действующих скважин в большинстве случаев удовлетворяет требованиям технологий.

5.13.    Пробы на скважине рекомендуется отбирать в следующем порядке. Через спускной краник выкидной линии наливается в стеклянную или металлическую емкость для ее ополаскивания 0,3 - 0,5л добываемой жидкости. Затем в емкость наливается жидкость объемом около I л, которая отстаивается в течение 15-20 мин для выхода из нее попутного газа и частичного отделения нефти от воды. После отстаивания нефть сливается в стеклянный или полистирольный флакон. флакон плотно закрывается крышкой и отправляется в промысловую лабораторию.

5.14.    Количество проб добываемой жидкости отбирается с таким расчетом, чтобы в промысловой лаборатории можно было получить для элементного анализа нефть объемом не менее 5 мл.

5.15.    Особых требований к обычно применяемым способам обезвоживания проб нефти не предъявляется. Недопустимы способы обезвоживания, приводящие к разделению нефти на фракции, к разрушению структуры органических соединений, к загрязнению нефти соединениями, содержащими определяемый элемент. Если в процессе обезвоживания произошло выкипание легких фракций (2 - и более), то об этом указывается в примечании к заказу.

5.16.    После обезвоживания нефть заливается во флакон стандартного образца, который плотно завинчивается крышкой и устанавливается в гнездо транспортного ящика. Оптимальный объем пробы нефти составляет 25 - 30 мл, минимальным с учетом содержащейся воды - 5 мл.

5.17.    В измерительной лаборатории флаконы с пробами нефти для удобства рекомендуется рассортировывать по коробкам с учетом индексации пластов и порядковых номеров скважин. Воспроизводимость анализа практически не зависит от времени хранения нефтей, если они находятся во флаконах с плотно завинченными крышками.

Подготовка проб к элементному анализу

5.IB. Определение содержания ванадия в нефти с применением нейтронно-активационного, атомно-абсорбционного, рентгено-радио-

метрического способов анализа к способа 9ИР осуществляется непосредственно на исходных пробах так хе, как л определение; содержания кобальта с применением атомно-абсорбционною анализа.

5.1b. Определение содержания кобальта а нефти с применением нейтронно-активационного анализа является более производительным после коксования иди озеленил проб нефти, например, по ГОСТ 1461--59.

5.2U. Коко (или зола) заворачивается в чистую кальку, затем в алюминиевую фольгу. Последняя пооле облучения пробы в потоке тепловых нейтронов перед измерением наведенной гамма-активности удаляется с целью оннженкя фоновых помех, в случае применения упаковки из алюминиевой фольги о малым содержанием посторонних примесей (марки л-995 или А-99) проба кокса может заворачиваться непосредственно в фольгу и измеряться вместе о ней.

5.21.    Подготовка нефтей к измерению ванадия нейтронно-активационным способом включает следующие операции; взвешивание пустых полиэтиленовых ампул, используемых в процессе измерения; заполнение ампул нефтью и передача их на измерительный участок. Разность между вторым и первым взвешиваниями позволяет определить вес анализируемой нефти.

5.22.    Подготовка проб нефтей доя измерения на содержание ванадия способом УПР предусматривает заполнение нефтью рабочей ампулы. Необходимо следить за тем, чтобы при заполнении ампулы

в нее вместе о нефтью не попадали пузырьки воздуха, так как наличие их занижает регистрируемый сигнал. Пузырьки воздуха легко обнаруживаются просматриванием заполненных ампул на овет. Рабочая ампула вмещает I - 1,5 мд нефти.

5.23.    Для проведения атомно-абсорбционного и рентгено-радиометрическою анализов нефти дожируются на позиции измерения непосредственно перед его выполнением.

Удементный анализ

5.24.    Количественное определение содержания ванадия или кобальта на уровне их концентрации в нефтях осуществляется с учетом методических рекомендаций к используемым способам анализа.

5.25.    Все измерении следует проводить относительным методом, о применением эталонов, о качестве эталонов при неитроано-актива-ционном анализе используются стандартизированные образцы с известным содержанием определяемо го элемента. При измерениях с при—

мененисм атомно-абсорОционнсго, ренхгено-радиоыетрнчеокого м 3QP анализов в качества эталона следует применять образец нефти исследуемого района с концен'Т^ящией элемента, обеспечивающей уверенное регистрирование сигнала.

6.Я6. Эталонная проба паспортизируется о указанием содержания элемента массы и присвоенного ей номера, дели эталонным образцом является нефть, указывается место и время ее отбора. Допустимое изменение содержания элемента а эталонной пробе и ее массы не должно превышать 5л за б лет.

6.27. Ламереыие оодоржания ванадия а нерти опособом ней-тронно-активационного анализа целесообразно проводить о применением ннеьмотранспортного устройства для перемещения проб при ус-

1U Я*СМ «и , проделали дицуи шипом 4омиаусы/уа аи и.

Ь.сЬ. измерение содержании коонлвта в коксах а золах нефтей с примененном нейтронно-активационного анализа целесообразно при одновременном облуче;ши нескольких десятков проб в потоке тепловых нейтронов Иг** ц.ом^.с”¹. _монустиыал темиература на позиции облучения гоо°с. время оолучения проб XU - 16 ч, время их остывания перед измерением состшошет Хи - 16 иут.

6.ИР. Результаты элементного анализа могут представляться в абсолютных единицах содержания элемента. Удобнее пользоваться относительными единицами при условии постоянства иопользуемого эталона. Лри измерениях с JIIP практически возможен только последний вариант представления    данных анализа.

интерпретация данных измерения

5.Э11. В зависимости от величины получаемого отношения ожидаемых содержаний элемента в нефтях, погрешности измерения и коэффициента вариации содержания цемента по площади интерпретация д,ш исследуемой скважины производится на количественном или качественном уровне.

6. ЭХ. для количественной оценки притоков нефти по каждому из двух совместно эксплуатируемых пластов с учетом соотношенияСи) используются формулы    —

lb)

где С и С - ожидаемые содержания элемента в неуги соответственно для первоIX) и второго пластов.

5.32. Величины, входящие в правые части у)рмул (Ь) и (Ь), являются случайными. Ошибка определения дебита рассчитывается, как сумма частных производных чункций по С_х, C_t и С₂ Погрешность определения дебита оценивается по номограмме^рисунок).

На оси ординат отложены значения параметра V,

^v’^w4./^w-. ^m

-    относительная ошибка определения дебита неуги с большей концентрацией элемента;

-    относительная ошибка измерения содержания элемента.

ha оса аосциос откладывается значение дебита. Шифр кривых -эффект различия нефтей у\ разных пластов для исследуемой скважины.

5.33. По заранее определенным и п находится значение параметра V, после чего при известном \л/_и вычисляется искомая по формуле (7). СМИ Ока оценки дебита нефти для пда-¹ ‘ ‘ вычисляется по формуле

где q - относительный дебит нефти из нласта с меньшим содержанием элемента.

5.34.    В зависимости от того, какая ошибка определения элемента принимается в расчет; стандартная (с надежностью 0,67), двойная стандартная (с надежностью и,95) или тройная стандартная (с надежностью 0,96), - находимые с помощью номограшш ошибки определения дебита соответственно будут стандартной, двойной иди тройной стандартной.

5.35.    Возможность количеств.иных определений притока недти,

как следует из анализа номограммы, зависит от конкретных условий и предъявляемых требований. Погрешность оценки дебита уменьшается с возрастанием у\. диапазон количественной оценки дебитор ориентировочно определяется по известным для конкретного случая значениям п и \л/_и и по задаваемой максимально допустимой погрешности оценки дебита W. Для этого на конвой номограммы о шифром П отыскивается точи* о ординатой V *    Абсцис

са этой точки будет равна дебиту П о максимально допускаемой заданной погрешности \л/_а. Тогда количественные определения для рассматриваемого случая возможны в интервале относительных дебатов от q до I,

5.36.    Стандартная погрешность измерения содержания элемента в нефги о учетом влияния всех факторов от момента отбора цребы до получения окончательного результата не должна превышать 4 -Ъ%. С учетом ошибки определения ожидаемых содержаний, которая

в наиболее благоприятных случаях будет характеризоваться близкими к указанным значениями, количественная оценка притоков нефти с погрешностью до гЪ - ЭЦ* возможна при П не иеиее 3. Таким образом, двукратное отношение содержаний можно считать предельной границей области ц дая количественных определении относи тельных дебитов нефти.

5.37.    Если в результате определения ожидаемых значений имеет меото случай 1,5<П <2, то возможна лишь качественная оценка участия в добыче совместно эксплуатируемых пластов. Заключения при таких исследованиях могут выдаваться с формулировками "приток не<рти из верхнего пласта практически отсутствует” или "в совместной добыче нефти участвуют оба пласта" и т.д.

5.38.    В процессе эксплуатация месторождения происходит Перемещение нефти по площади, что может вызвать изменение опорных значений и соответственно рассчитываемых по ним ожидаемых значений. Как показала практика повторных замеров по опорным скважинам, на ряде месторождений для обнаружения заметных изменений содержания элемента в нефти требуется обычно не менее года. В связи с этим ожидаемые значения по исследуемым скважинам следует уточнять через 1-1,5 года.

Пример применения технологии

5.39.    В качестве примера оценим участие в добыче нефти совместно эксплуатируемых пластов и д^у по скв. 41 Шкаловского месторождения. Оборудование скважины насосной установкой исключало возможность ее исследования дебитомером на кабеле.

5.40.    На основании результатов первого этапа исследований было установлено, что величина сигнала ЭНР ванадия для нефти из пласта Дj в 4 раза выше по сравнению с нефтью из пласта Лту*Такое различие допускает возможность количественной оценки относительных дебитов.

5.41.    В районе скв. 41 были выбраны в качестве опорных для пластов и Д^у по четыре скважины (таблица). С устьев опорных

Таблица

Характеристика проб нефти из оперных скважин

Пласт Aj			Пласт Д^у
Л скв.	л. уол. ед.	Со- усл.ед.	Л скв.	усл.ед.	усл.ед.
157	25	1,10	170	23	0,09
178	19	1,16	387	13	0,10
436	26	1,15	692	24	0,13
732	32	1,03	857	12	0,08

скважин отобраны и робы нефти к до шш определены опорные содержания ванадия. Ожидаемое содержание ванадия вычислялось о использованием форму ду (4) и ооставидо М3 нефти из олаота и Д^у соответственно С_t * 1,12уол.ед. и C_w - 0,096 уел. ед. Таким образом, различие нефтей П до содержанию ванадия оо ставил о для исследуемой скважины XI.7.

6.42, для оценки дебитов нефти из совместно эксплуатируемы* пластов на устье ска. 41 была отобрана дроба и исследована способом ЗПР. Измеренное значение сигнала ванадия С_к составило 0,63 уел. ед. Бычисление относительных дебитов нефти для шхастов Дх и д_1У производилось по формулам (2) а (б)

я,= тг:

содержаний вше погрешности измерения. Принимаем указанное значение для оценки погрешности определения дебита. Па номограмме споообом интерполяции условно црсводитоя кривая о шифром 11,7 , на которой отмечается точка о абсциссой, численно равной вычисленному дебиту <^, т.е. 0,42. Ордината найденной точки соответствует параметру V, равному 17. Ошибки определения дебитов нефти вычисляется по формулам (7),

6.1.    Метод оценки относительных дебитов по содержанию ванадия или кобальта в пробах предусматривает выполнение ряда операций. связанных с отбором нефтей, их транспортировкой, хранением, подготовкой к измерениям и утилизацией отходов, что требует совладения правил техники безопасности.

6.2.    Отбор пробы на устье скважины должен производиться через спускной краник выкидной линии в присутствии персонала, об-обуживающего скважину. Перед открыванием краник необходимо обтереть чистой ветошью.

6.3.    Во избежание разлива нефти на устье скважины пластовую жидкооть необходимо в начале отобрать в широкую посуду (например, ведро или банку), из которой после выхода попутного газа и частичного отстаивания воды проба нефти заливается через воронку в полнстирольиыи или стеклянный фшкон стандартного образца

с плотно завинчивающейся крышкой. Вместимость цлакоиа не должна превышать IUU мл.

6.4.    Транспортировка флаконов производится в метаушчссккх ящиках с крышкой. Алаконы размещаются в гнездах ящиков, днища которых снабжаются мягкой прокладкой. Запрещается перевозить пробы нефти в карманах, полевых сумках и рюкзаках.

6.5.    Хранение проб нефти осуществляется в помещении (хралили-ще), оборудованном принудительной вентиляцией. Помещение хранилища должно быть чистым, сухим, отапливаемым, достаточно освещенным, о температурой не более 25 - 3U°C.

6.6.    Флаконы с нефтью должны храниться в металлически коробках на 50 - 60 флаконов каждый. Коробки устананливаются в металлическом шкафу, внутреннее пространство которого должно соединяться с системой ВЫТЯАХИ.

6.7.    Подготовка проб нефти к измерениям, их обезвоживание (если это необходимо), заполнение ампул, отмывка а;.шул от нефти бензином должны производиться в отдельном помещении (препараторской). Помещение препараторской должно быть оборудовало шкафом

с принудительной вентиляцией, водопроводом, канализацией, быть сухим, чистым, хорошо освещенным, отапливаемым, с температурой не более 25 - 30°С.

6.8.    Легко воспламеняющаяся жидкость (бензин), используемая душ очистки ампул от нефти, должна храниться в стеклянной емкости с притертой пробкой, йлкость размещается в металлическом ящике с крышкой. Дно к стенки ящика следует выложить листовым асбестом.

6.9.    В препараторской допускается хранение кроме бензина деэмульгирующих химических веществ, размещаемых в отдельном шкафу. Все химические вещества хранятся в банках с герметично закрывающимися крышками. На банках должны быть надписи названий веществ. Количества находящихся в препараторской химических веществ и органических растворителей не должны превышать установленных правилами норм.

C.IO. Работы с открытыми нефтями и органическими раствори-телами следует выполнять только в шкафу с принудительной вентиляцией.

6.II. Обтирочный материал, ветошь, используемые за смену, складываются в металлический ящик с крышкой. По окончании рабочего дня содержимое ящика выносится на центральный пункт обора отходов предприятия.

6.IX. 1ядкие горючие отходы сливаются в сборную неразбивае-мую емкость и выносятся по окончании рабочей смены на сборный пункт отходов.

6.13.    Легковоспламеняющиеся жидкости нагревать только в шкафу под вытяжкой в водяной или масляной банях или электрической плите закрытого типа.

6.14.    В помещениях хранилища и препараторской запрещается

-    мыть полы или одежду легковоспламеняющимися жидкостями)

-    хранить полотенца, одежду, смоченные в горючих жидкоотях;

-    курить и принимать пищу;

-    оставлять без присмотра действующие электроаппараты и приборы;

-    сливать отходы о горючими жидкостями в хозяйственно-лекальную канализацию;

-    проводить газосварочные и другие работы с открытым пламенем без разрешения главного инженера предприятия.

6.15.    Помещение доя элементного анализа ивыерительная) должно иметь хорошее освещение, быть сухим и чистил, отапливаемым, с температурой не более г5 - ЭО°С.

6.16.    Аппаратура атомно-абоорбционного анализа долька размещаться в отдельном хорошо освещаемом, сухом, отапливаемом помещении, иметь подвод воды, сжатого воздуха, должно быть оборудовано принудительной вытяжкой.

6.1?. При проведении исследований руководящими документами служат:

-"Правила бевопаснооти в нефтедобывающей промышленности", утвержденные Госгортехнадзором СССР 31 января 1974 г., разделы 1,1 - 1.5; 1,13; 1,16; 13,3; 13,10 (М., Недра, 1975);

-    "Санитарные нормы и правила при работе с источниками электромагнитных полей, высоких, удьтравысоких и сверхвысоких частот", утвержденные заместителем главного санитарного врача СССР 30 марта 1970 г.,Jfr 846-70, разделы I, Ш, 1У, У1, приложение z

СОГЛАСОВАНО

Начальник Технического управления

Начальник Управления разработки нефтяных и газовых месторождениЛ

Начальник Управления но развитии техники, технологии и организации добычи нефти и газа

Начальник Управления цромыеловой и нолевой геофизики

начальник Управления охраны труда, военизированных частей и охрани предприятий

Начальник Управления по надзору нефтедобывающей и нефТегазолерс-рабатыващей промышленности

(В кн.: Охрана труда в научных усрезденши Академии наук СССР*

- М., Наука, 1У72, с. 203 - 230);

-"Основные оанитарные правила работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионязируишх излучений 0C1I-72", утвержденные главным санитарным врачом СССР от 10 апреля 1972 г *950-72 (М., Атокиздзт, 1973);

- Технические описания и инструкции по вксплуатации отделы ных видов приоров.

РУКОВОДИВ ДОКУ1ШТ

РУКОВОДСТВО ПО ТКХН0Л01МЧШШМ ПРОЦЕССАМ КОНТРОЛЯ ЗА ДОБЫЧА HittTbli ИЗ ООШЬСТНО ЗКОШАТг1РУЫДЫХ ПЛАСТОВ ПО ДАННЫЙ АНАЛИЗА ПРОБ НА СОДЬРЖАНИВ ВАНЛдМ И КОБАЛЬТА

РД 39-I-5I5-8I

Вводится впервые

Приказом Лнняотеротва нефтяной промышленности от 6 февраля 1981 г. Л 106.

Срок введения установлен с 26 февраля 1981 г.

Срок действия до 26 февраля 2986 г.

Настоящее руководство устанавливает методические и организационно-технические требования к проведению технологических процессов контроля за добычей нефти из совместно эксплуатируемых пластов по данным анализа проб нефти на содержание ванадия или кобальта.

руководство обязательно для пополнения воеми предприятиями отрасли, выполняющими контроль за совместной разработкой нефтяных пластов по содержанию в добываемых нефтях ванадия иля кобальта.

Выполнение всех видов работ, оговоренных настоящим руководством, предусматривает обязательное и неукоснительное соблюдение "Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности", утвержденных Госгортехнадзором 31 января 1974 г.; "Санитарных норм и правил при работе с источниками электромагнитных палей, высоких, ультравысокнх и сверхвысоких частот", утвержденных заместителем главного санитарного врача СССР 30 марта 1970 г. 2 848-70; "Основных сак/тарных правил работы с радиоактивными веществам! и другими источниками ионизирующих излучений ОСП-72", утвержденных главным санитарным врачом 10 апреля 1972 г. 2 950-72.

I. ДОЛОШШЯ m ОБОСНОВАНИЯ тшояошьша ПРОЦЕССОВ КОНТРОЛЯ

1.1.    Технологические процессы контроля основаны на использовании естественного различил нефтей совместно разрабатываемых пластов но содержанию ванадия (технология с измерением ванадия) и кобальта (технология с измерением кобальта).

1.2.    Технологии кроме использования в качестве контролирующих параметров разных элементов отличаются подготовкой проб к измерениям, применяемой аналитической аппаратурой. При описании операций, общих для обеих технологий, вместо названия элемента ванадий или кобальт употребляется термин "элемент*’.

1.3.    Ванадий и кобальт входят в состав металлоорганических соединений и содержатся преимущественно в асфальтовой фракции нефтей. Значительная часть ванадия может находиться при атом в четырехвадентнои форме и линейно коррелировать о его общим 00-держанием. Четырехвалентный ванадий в комплексе металлооргани-чеоких соединений обладает парамагнитными свойствами, что обуславливает возможность его определения способом спектроскопии электронного парамагнитного резонанса ^aliP).

1.4.    На многих месторождениях ванадии по сравнению с другими микроэлементами, содержащимися в нефти, характеризуется повышенной концентрацией. Так, для нефтей Волго-Уральской области и Западной Сибири концентрация ванадия составляет ДО”⁴ - КГ⁵ г/г нефти, концентрация кобальта - 10”^ - КГ** г/г.

1.5.    Пефти в зависимости от конкретных условий их ооразова-ыия, миграции и скопления в залсиах могут значительно различаться по содержанию элементов. Вероятность такого различия возрастает с повышением разобщенности залежей по разрезу, с увеличением расстояния между ними.

1.6.    Степень различия нефтей по содержанию кобальта и ванадил в общем случае неодинакова, дня практического использования применяется технология, контролирующий параметр которой (содержание ванадия или кобальта) обеспечивает большую контрастыооть нефтей исследуемого разреза.

1.7.    Концентрация элементов в пробе нефтей, отбираемой из одного пласта на устье одной и той же скважины, изменяется за очах перемещения нефти по цдощади, однако для обнаружения статистически значимых изменений требуется обычно не менее года.

1.8. При одновременном притоке в скважину нефтей из двух пластов, если глубина их залегания не менее 400 - 500 м, происходит достаточно полное перемешивание нефтей на пути движения к устью скважины. Концентрация элемента в смеси нефтей на устье скважины С_х определяется выражением

^Сх^=С,Я.^+СаЯ_г'    ^Ш

где С₄ и С_г - концентращгк элемента в нефтях соответственно из первого и второго пластов; q_i и q_a - дебиты нефти соответственно для первого и второго пластов, выраженные в относительных единицах,

2. РШЛЕШЕ ЗАДАЧИ И УСЛОВИЯ ПРИМЫ 1ЙШ

2.1.    Статистически значимое различие нефтей двух пластов по содержанию ванадия или кобальта позволяет решать следующие задачи:

-    контролировать добычу нефти из вскрытых перфорацией пластов, эксплуатируемых единым чкшьтром;

-    выделять случаи перетока нефти от неперфорированного пласта к перфорированному, например, за счет нарушения герметичности заколокного пространства;

-    оценивать эффективность дострела, кислотной обработки призабойной зоны, гидроразрыва пласта и других операций, проводила с целью повышения нефтеотдачи одного из совместно эксплуатируемых пластов.

2.2.    При двух или более кратном различия нефтей по контролирующему параметру технологии могут обеспечить количественную оценку притоков нефти из совместно эксплуатируемых пластов. В случаях меньшего различия нефтей задачи обычно решаются на качественном уровне.

2.3.    Применение технологий не ограничивается способом эксплуатации и оборудованием в скважине, величинами притоков добываемо! жидкости, обводненностью продукции, наличием в не! механических примесей, вязкостью и газовым фактором жидкости. Технологии не накладывают ограничений на режимы работы скважин, что позволяет устанавливать практически любую периодичность исследований.

2.4. Технология могут применяться на месторождениях, разрабатываемых с закачкой в пласты химических соединений для повышения вытеснения нефти, при условии, что эти соединения не нарушают структуру нефти.

3. ШЗДШШШАЯ АППАРАТУРА Л ОБОРУдОНАШЬ Для технологии с измерением ванадия

3.1.    Аппаратура для измерений ванадия в нефти долина отвечать следующим требованиям:

-    порог обнаружения - не хуже IU”⁶ г;

-    воспроизводимость измерения - ые хуже ь£;

-    время измерения пробы - не более 2и мин.

3.2.    Для реализации технологии используются следующие способы анализа: атомно-абсорбционный; нейтронно-активационный, рентгено-радиометрический, спектроскопии электронного парамагнитного резонанса.

3.3.    Атомно-абсорбционный способ анализа предусматривает ожигаяиа нефти в процессе измерения. Более удобен вариант анализа о применением графитовой печи, при котором требуемое количество нефти ые превышает долей грамма. Бремя анализа одной пробы 5-6 мин. Рекомендуется применять двухлучевые спектрофотометры типа "Сатурн-2",

3.4.    Нейтронно-активационный способ анализа предусматривает облучение нефти тепловыми нейтронами с и осы едущим измерением наведенной гамма-активности от изотопа ванадий-61. Измерении осуществляются с использованием полупроводникового гермаамй-литие-вого или сцинтилдяционного детекторов и амплитудных анализаторов импульсов типа АИ-128, АИ-256. Требуемое для анализа количество нефти I - 2 г, время одного анализа 4-5 мин.

3.5.    Рентгено-радиометрический способ анализа с применением полупроводникового кремний-литиевого детектора и гамма-источника характеристического возбуждения железо-55 позволяет измерять содержание ванадия в пробе ые^ти весом 2 - 3 г. Время одного измерения ые превышает 15-20 миы.

3.6.    Определение ванадия в нефти спобобом ЗьР заключается в измерены! сигнала резонансного поглощения сверхвысокочастот-

hoik) электромагнитного излучения но комплексах чотырехвалентного ванадия. Применяются приборы типа Рз-1301, ЗЛА-2М о разрешающей способностью не хуже 0,5 Э и чувствительностью не хуже 5-ItT¹¹ Ы jU^tilT (даьренилпикрилгидраэила). Для измерения требуется I - 1,5 г нефти, Время одного замери - не более 5 мин.

Для технологии с измерением кобальта

3.7. Аппаратура дня измерений кобальта в нефти должна отвечать следующим требованиям:

-    порог обнаружения - не хуже Iif^y г;

-    воспроизводимость измерения - не хуже Ь%1

-    время измерения пробы - не более 20 мин.

3.6. рЯ* реализации технологии применяются атомно-абсорбци-онный и нейтроино-активационный способы анализи.

3.9.    Атомо-абсорбционный способ используется с применением графитовой печи. Время анализа одной пробы составляет 5-6 мин. Рекомендуется применять двухлучевые спектрофотометры типа "Сатурн^".

3.10.    Нейтронно-активационный способ анализа предусматривает облучение предварительно полученного кокса (или золы) нефти тепловыми нейтронами с последующим измерением наведенной гамма-активности от изотопа кобальт-Ы). На приготовление одной пробы кокса требуется 4 - 5 г нефти. Необходимое время облучения кокса в потоке IU¹³ н-см“^-с“* составляет 6 - 10 ч, время измерения пробы не превышает 20 мин. Измерения осуществляются спектрометром с применением полупроводникового германий-литиевого детектора или спектрометром с применением сцинтилляционных детекторов, работающим в режиме быстро-медленных суммарных совпадений, для регистрации спектров применяются амплитудные анализаторы типа АН-128, АИ-256. Массовость анализа достигается путем одновременного облучения 80 - 100 исследуемых сухих остатков нефтей.

Оборудование общего назначения

3.11.    В измерительную лабораторию пробы доставляются в отвалянных флаконах стандартного образца вместимостью 30 мд о завинчивающимися крышками (ОСТ ££-30-28-001). Флаконы размещаются в гнездах ящика, изготовленного из тонколистового металла. Дно и крышка ящика выстилаются мягким негорючим материалом, например, асбестом.

3.12. В измеритааыюй лаборатории законы о пробами помещают в металлические коробки по 50 - 60 законов в каждой, которые хранятоя в металлическом шкауу.

4. ОРГАВИЗАШ РАБОТ

4.1.    Работы по проведению технологий организуются предприятием отрасли HTJQT, выступающим в роли заказчика. Исполнителем является предприятие отрасли цНИД или ШЦБшеуть.

4.2.    Заказчик организует coop проб нефти, осуществляет их обезвоживание, доставку исполнителю с заполненным бланком заказа, в котором указываются данные по сбору и подготовке нефти (приложение I).

4.3.    Исполнитель осуществляет хранение неути до анализа,подготавливает нефти непосредственно к измерениям, производит измерения на содержание элемента, данные анализа заносятся в ведомость (приложение 2), один экземпляр отправляется заказчику, второй остается для актирования работ.

4.4.    Если измерения выполняются предприятием, обслуживающим ЦНМЛ или ШШнефтъ, то оно является соисполнителем. Ъ этом случае исполнитель (ц|Ш или ШШиефТь) подготавливает к измерениям пробы, включая их ампулярование, отправляет подготовленные пробы соисполнителю с экземпляром заказа на измерение (приложение 3), а соисполнитель, выполнив измерения, отправляет один экземпляр ведомости с данными измерений исполнителю (см. приложение 2), второй оставляет для актирования работ.

4.6.    Исполнитель в случае необходимости корректирует данные соисполнителя и отправляет заказчику i см. приложение 2).

4.6.    Заказчик после получения данных анализа проводит с привлечением геологопромысловых материалов интерпретацию результатов, намечает мероприятия по скважине, контролирует »ix выполнение.

6. иш?0д»&А ШНЖдШН РдЬОТ

5.1. Методика работ по каждой технологии аюпочает оценку ус-^obUi. применения технологии, определении исследуемых и выбор опорных скважин, coop upod нефтей, подготовку проб к элемент -пому анализу, элементпый анализ и интерпретацию данных анализа.

Оценка условий применения технологии

5.2.    Для применения технологии необходимо располагать сведениями о различии нефтей контролируемых пластов по содержанию элемента, косвенные сведения, указывающие на возможность применения: различия ногтей по плотности или удельному весу, по содержанию асфальтенов и смол, по коэффициенту светопоглощения. Окончательное заключение может бить сделано по данным анализа нефтей из контрагаруеыых пластов на содержание элемента.

5.3.    на исследуемой площади месторождения выбираются две группы скважин, по г - 3 скважины в каждой, с таким расчетом,чтобы скваашш одной группы эксплуатировали только первый пласт, а скважины другой группы - только второй пласт. Указанные скважины выбираются ita участках с коллекторскими свойствами, характерными для исследуишх пластов.

5.4.    с устьев выбранных скважин отбираются пробы и проводится их анализ на содержание элемента, данные анализа усредняются по каждой группе скважин. Усредненные значения сравниваются между собой по формуле

П= ■ iff- ,    (3)

^ин

где П - Эффект различия нефтей по содержанию элемента;

и О_м - усредненные значения соответственно для пластов

с большим и с меньшим содержанием элемента в нефти.

5.5.    Ъ зависимости от величины эффекта набяхщаются три случая;

1) П 25 2, здесь возможна количественная оценка притоков нефти для каждого из двух совместно эксплуатируемых объектов;

2)    1,5<П < 2, при этом следует ожидать возможность применения технологии с интерпретацией на качественном уровне;

3) П ^ 1,5, применение технологии может оказаться Эффективным лишь при условии низкого коэффициента вариации содержания элемента по площади а пределах исследуемого участка ( до 5 - 7%).

5.6.    Выбор технологии (по ванадию или по кобальту) осуществляется по принципу наибольшего эффекта различия Y\ . Если различия нефтей по содержанию обоих элементов сопоставимы, то предпочтительнее жепольаовать технологию по ванадию, как менее трудоемкую на стадии элементного анализа.