диплом Эффективность ТЦВП и ТЦВП-УЭ (Гремихинское). Дипломный проект руководитель проекта Кудинов В. И. Консультанты Общий раздел Кудинов В. И
 Скачать 1.51 Mb.
|
|
2.9.Методы контроля в процессе теплового воздействия на нефтяные пласты Разработка месторождений высоковязких нефтей термическими метода-ми представляет собой комплекс взаимосвязанных мероприятий, конечной целью которых является получение максимального нефтеизвлечения из плас-та с минимальными затратами. Достижение максимального нефтеизвлечения во многом зависит от правильного и системного проведения исследований и постоянного контроля за ходом процессов в продуктивных пластах при их разработке. Существует много методов исследования скважин. Все они направлены на получение своевременной и полной информации по разрабатываемому объекту, чтобы принимать своевременные меры для осуществления рациональной разработки месторождения, вносить при необходимости изменения в использование нефтепромыслового оборудования для приема жидкости из скважины, осуществлять геолого-технические мероприятия по регулированию процесса добычи нефти, увеличения или ограничения объемов закачки агента воздействия на залежь, проведения ремонтно-изоляционных работ и т. д. Из многих методов исследования скважин следует выделить следующие: геофизические методы исследования; гидродинамические методы исследования; скважинные дебитометрические исследования; термодинамические исследования. Геофизические методы исследования основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их флюидах при взаимодействиях их с жидкостью скважины и воздействии на них радиоактивного облучения и ультразвука. Геофизические методы исследования дают обширную информацию о состоянии горных пород, их параметрах, а также об их изменениях в процессе разработки залежи. В процессе геофизических исследований скважин получают так называемые каротажи, которые дают возможность следить за изменением той или иной величины по стволу скважины. Применяются следующие виды каротажа скважин: электрокаротаж, радиоактивный каротаж, акустический каротаж, нейтронный, а также кавернометрия и термокаротаж. При использовании тепловых методов чаще всего прибегают к термокаротажу. Термокаротаж позволяет определять температуру по стволу скважины, дифференцировать горные породы по температурному градиенту, т. е. по тепловому сопротивлению, что особенно важно знать при импульсных тепловых воздействиях на пласт. При импульсно-дозированном воздействии на пласт (ИДТВ), т. е. при чередующемся введении в пласт тепла и холодной воды, термокаротаж позволяет получить соответствующую новую информацию (к исходной) о теплоемкости и теплопроводности пластов, определить газонефтяной контакт, зоны утечки тепла в дефектные участки обсадной колонны, зоны поглощения воды и газа и т. д. В связи с отсутствием до настоящего времени надежного внутрискважинного оборудования (пакеров, разобщителей, термоизолированных труб и т. д.) термокаротаж дает возможность определять непроизводительные теплопотери по стволу скважины и судить об эффективности применяемого метода. Совершенствование и повышение чувствительности внутрискважинных термометров, создание новых приборов и средств исследования при тепловых методах дают возможность дальнейшего совершенствования существующих методов воздействия на пласт. Гидродинамические методы исследования при тепловых методах служат для изучения характеристик и состояния притока жидкости к забою скважин как при установившихся, так и при неустановившихся режимах ее работы. Главными параметрами гидродинамических измерений являются определение дебита жидкости и давлений, а также их изменение в процессе разработки. Гидродинамические методы исследования делятся на два вида - исследования при установившихся режимах работы скважин, так называемый метод пробных откачек, и исследования при неустановившихся режимах работы скважин, метод кривой восстановления давления или метод прослеживания уровня. Исследование при установившихся режимах работы скважин позволяет определить зависимость притока жидкости к забою скважины от состояния забойного давления или от динамического уровня в скважине. Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта E=kh/μ в призабойной зоне. Исследования при установившихся режимах работы скважин позволяют определить пьезопроводность для более удаленных зон пласта. Дебитометрические исследования скважин при тепловом воздействии позволяют определить приток жидкости вдоль интервала перфорации в нефтяных скважинах (профили притока) и приемистость в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью приборов (дебитомеров и расходомеров), спускаемых в скважину. Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию прежде всего о работающих пластах и пропластках, а на их основе принимаются решения для проведения тех или иных геологоехнических мероприятий по приобщению в число действующих неработающих мощностей как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах. Исследования эти должны рассматриваться с учетом одновременно проводимых в скважинах исследований по состоянию обводненности, давлений, температур (это особенно важно) по стволу и призабойной зоне I скважины и т. д. I Термодинамические исследования, особенно при применении термических методов воздействия на пласт, являются главенствующими, т. к. с их помощью удается определить степень распределения температуры, начиная от устья до забоя скважины. Эти исследования дают возможность определять потери тепла от устья до забоя скважины и тем самым позволяют оценить эффективность применяемого теплового метода. С точки зрения теплопотерь известно, что суточные колебания температуры затухают на глубинах 1—1,5 м, а годовые на глубине около 15м. Этот уровень называют нейтральным слоем, ниже которого температура земной коры постоянна и равномерно (закономерно) нарастает с глубиной. Температурный градиент имеет различные значения для различных районов земли, но его среднее значение принято: Г = 0,03°С/м. Начальная термограмма, замеренная перед пуском скважины в эксплуатацию, позволяет определить естественный температурный фон по стволу скважины в данных конкретных условиях. Термограмма, полученная через определенное время работы скважины в результате соответствующего воздействия на эксплуатационный объект, дает возможность определить работающие и неработающие пропластки, степень теплопотерь по стволу и в призабойной зоне скважины, приемистость нагнетательной скважины, продуктивность в целом и по отдельным пропласткам. При изменении режима (ИДТВ), т. е. смены агента воздействия от -закачки тепла к закачке холодной воды, позволяет находить (определить) эффективную температуру при закачке холодной воды, ниже которой воду необходимо прекращать закачивать, т. е. при любом цикле холода и тепла находить эффективные пределы закачки агента воздействия. Разработка залежей высоковязкой нефти тепловыми методами оценивается проведением комплекса взаимосвязанных мероприятий, конечной целью которых является получение максимальных коэффициентов нефтеизвлечения с минимальными затратами. Экономическая эффективность разработки, увеличение извлечения нефти из недр во многом зависят от контроля за разработкой залежи и методов регулирования ее процессов. Главными задачами контроля за процессом термического воздействия являются: - выявление добывающих скважин, реагирующих на процесс; - определение направлений развития процесса и скоростей фильтрации флюидов; - определение (оконтуривание) зон, охваченных тепловым процессом; - выявление межпластовых перетоков и их возможных причин; - установление гидрохимических условий, приводящих к выпаданию солей; - прогнозирование на основе полученных данных исследований развития процессов теплового воздействия. Решение большинства вышеперечисленных задач должно осуществляться систематически, постоянно, с учетом геологических условий залежи и применяемой технологии термического воздействия на данную залежь. Эффективность контроля за разработкой залежи при непрерывном нарастании объемов термического воздействия и фонда скважин во многом зависит от выбора рационального и системного подхода, т. е. от обязательных гидродинамических, геофизических, гидрохимических и термодинамических исследований. Методы исследований также зависят от процесса разработки залежей тепловыми методами, которые можно разделить на четыре стадии: 1. Подготовка к воздействию на залежь. 2. Проведение термического воздействия на залежь. 3. Перемещение тепловой оторочки водой. 4. Завершение процесса воздействия на залежь. С точки зрения проведения исследовательских работ в подготовительный период основное внимание должно уделяться определению начальных фоновых характеристик работы скважин и пластов, гидродинамических параметров пластов, физико-химических свойств нефти, газа и воды, а также технического состояния скважин. Методы исследования скважин на этом этапе аналогичны методам при вторичных методах (заводнения и т. д.). Вышеперечисленные параметры исследований в первоначальный период должны быть как можно полными и достоверными, т. к. являются базовыми для последующей интерпретации исследований, получаемых на последующих стадиях термического воздействия на залежь. На этапе ведения процесса термического воздействия главной задачей является контроль за процессом с целью его регулирования, т. е. определять, как идет процесс равномерного воздействия на залежь, выработки запасов в целом по залежи и т. д. В этот период объем исследований находится в прямой зависимости от поставленной задачи. Чем больше будет получено достоверной информации, тем более своевременно возможно вмешательство в процесс воздействия и соответственно получение высоких технико-экономических показателей. На завершающем этапе решаются аналогичные задачи, с той лишь разницей, что в этот период определяются техногенно нарушенный (искусственный) фон геофизических, гидродинамических и гидрохимических характеристик пласта и техническое состояние скважин. Особое значение на этой стадии придается оценке конечной нефтегазонасыщенности пластов и степени их охвата процессом воздействия как по толщине, так и по площади. Для получения достоверных данных бурятся так называемые оценочные скважины со сплошным отбором керна по всей толщине нефтенасыщенной части пласта; С целью своевременного вмешательства в процесс воздействия на залежь, получения высоких технико-экономических показателей, вся информация от исследований должна представляться по каждому параметру в виде диаграмм, таблиц, карт (изотерм, изобар, обводненности продукции, состава газа, минерализации добываемой воды и др.) и графиков разработки. Обобщение полученных данных необходимо проводить в разрезе всей залежи, месторождения, чтобы получить представление о параметрах не в отдельных точках, а в целом по объекту. Промысловые исследования проводятся в добывающих, нагнетательных, контрольных и оценочных скважинах. При необходимости проводятся исследования в законтурных скважинах. Практика разработки показывает, что наиболее достоверную информацию дают комплексные промысловые гидротермодинамические, геофизические и физико-химические исследования: замеры дебитов нефти, воды, газа; расход закачиваемых агентов; температура и профили температуры в паронагнетательных, контрольных и добывающих скважинах; замеры пластовых давлений в контрольных и добывающих скважинах; физико-химический анализ попутной воды; обводненность продукции добывающих скважин и т. д. Ниже приводится краткая характеристика основных видов работ (построение карт температур, давлений и физико-химических свойств флюидов, которые в настоящее время применяются в практике с целью оценки охвата залежи процессом по площади). 2.9.1.Термометрический контроль Начальная температура в продуктивном пласте А4 Гремихинского месторождения составляет 28°С. В первые годы внедрения тепловых методов, после достаточно длительного периода закачки тепловой оторочки (с сентября 1983 года до 1987 года) наблюдался закономерный рост количества добывающих скважин с температурой выше начальной пластовой. В дальнейшем с началом внедрения режимов ИДТВ и ИДТВ (П) в 1988 году температура в добывающих скважинах росла очень медленно, несмотря на значительное повышение в нагнетательных скважинах. Единственным техническим средством при исследовании работающих паронагнетательных скважин является станция контроля при тепловых методах СКТ-2. В отличие от обычных геофизических станций, работающих до температуры 100°С, СКТ могут работать на ПНС, находящихся под закачкой пара, диапазон измерений температуры которой изменяется от 0 ° до 600 °С, относительная погрешность составляет 1%. Станция может работать при температуре окружающей среды от -30 °С до +50°С при относительной влажности воздуха не более 90% при 30 °С. Состоит станция из измерительных датчиков температуры, регистрирующих приборов и блоков, в которые входят спуско-подъемное оборудование, устройство ввода, система заземления, пульт управления, измерительная стойка, силовой блок. Датчик температуры устанавливается на конце термостойкого кабеля (КТМС), они являются измерительной термопарой, рабочий спай которой размещен в датчике, а свободный конец соединен с регистрирующим прибором (включает в себя измерительный усилитель термоэлектродвижущей силы датчика температуры и регистратор Н381). С сентября 1989 года были начаты первые исследования скважин с помощью СКТ-2, которой была записана 31 термограмма на 14 скважинах. Тогда была проведена большая работа по исследованию скважин, работающих в режиме ИДТВ (П), были записаны термограммы в различных режимах закачки: - цикл закачки теплоносителя, - пауза 1, - 1-й цикл закачки холодной воды, - пауза 2, - 2-й цикл закачки холодной воды, - пауза 3, - 3-й цикл закачки холодной воды. По данным этих исследований были сделаны соответствующие заключения и выводы. В 1990 году работы были продолжены и происследованы уже 70 скважин. На сегодняшний день в НГДУ "Ижевскнефть" работают две станции СКТ на Гремихинском месторождении. Исследования, проводимые СКТ, предназначены для решения следующих задач: -определение перепада температуры по стволу .скважины и в интервале продуктивного пласта в зависимости от темпа и времени нагнетания; -определение интервалов приемистости в процессе остывания паронагнетательных скважин; -теплопотери по стволу скважины; -определение технического состояния эксплуатационной колонны (нарушения эксплуатационных колонн и в связи с этим - определение непроизводительных теплопотерь); -выявление межпластовых перетоков. Необходимость термодинамических исследований определяется "Обязательным комплексом гидротермодинамических, промыслово-геофизических и гидрохимических исследований по контролю за разработкой Гремихинского месторождения с применением тепловых методов увеличения нефтеотдачи" (СГП (о) "Удмуртнефть", РосНИПИтермнефть, 1993 год), составленным в соответствии с требованиями ранее действовавшим отраслевым "Методическим руководством по контролю за разработкой". Периодичность термодинамических исследований по всем видам технологий теплового воздействия по категориям скважин приведена в таблице № 17 . Таблица 17
Оценка температуры работающих паронагнетательных скважин осуществляется станцией контроля при тепловых методах добычи нефти СКТ-2 (силами бригады по исследованию № 5 ЦНИПР). Температура на забое паронагнетательных скважин составляет 150-190 °С, а в скважинах, оборудованных термостойкими трубами производства СЦТТ НГДУ "Ижевскнефть" ОАО "Удмуртнефть" - 220-250 °С при закачке теплоносителя и 45-50 °С при закачке холодной воды. Температура в добывающих скважинах в зоне закачки теплоносителя (зоне реагирования) в основном составляет приблизительно 30 °С , редко 35-50 °С - это по контрольным скважинам, которые расположены в непосредственной близости от нагнетательных скважин. За 2002 год зафиксирована температура 56,2 °С по скважине № 23 (дата исследования 17.09.02 г.) и 55 °С по контрольной скважине № 4 (17.09.02 г), 33,5 °С по добывающей скважине №456(2.02.02г), 51°С по скважине №1549 (4.01.02г), которая находится в непосредственной близости от ПНС № 845. 2.9.2.Контроль за состоянием паронагнетательного фонда На 1.01.2002г в паронагнетательном фонде находится всего 145 скважин, из них 103 скважин находятся в действующем фонде, 42 скважины в добыче согласно технологии ТЦВП-УЭ, 6 скважин в бездействии (2 из них в ожидании ликвидации по техническому состоянию эксплуатационной колонны). За 2002 год под закачку теплоносителя переведено всего 10 новых скважин. В 2002 году большое внимание уделялось оснащению паронагнетательных скважин термостойким оборудованием, что является одним из основных мероприятий по защите эксплуатационной колонны от разрушений, так на конец отчетного года из 125 ПНС оснащены 36 скважин термостойкими трубами различных производителей. За 2002 год было спущено 13 шт. термостойких пакера различных конструкций, на конец года термостойкими пакерами оснащено всего 76 скважин. В 2002 году проведен анализ зависимости нарушений герметичности эксплуатационных колонн паронагнетательных и добывающих скважин Гремихинского месторождения от интервала набора кривизны. По результатам проведенного анализа можно сделать следующие выводы: 1.По паронагнетательным и добывающим скважинам с негерметичностью э/к, в которых идет набор зенитного угла с устья до 200 м от 0 до 20 градусов , разрыв трубы происходит в верхней части э/к ( 43 скважины из 55 с дефектом колонны). При натяжении скважин с резким набором кривизны в верхней части трубы, максимально растягивается только верхняя часть, а нижняя часть остается ненатянутой и более устойчивой к разрушающим факторам. 2. По скважинам, где набор кривизны происходит плавно с устья до забоя и небольшой градиент зенитного угла (5-8 градусов), нарушения э/к многочисленны и распределены по всей длине э/к, видимо, из-за равномерного растяжения колонны (скв. №№ 853,899,872). 3. В некоторых случаях интервалы нарушения эксплуатационных колонн приходятся на места с резким изменением магнитного азимута ( градиент составляет 15-20 градусов -скв. .№№ 851,842,820). Искривления э/к как по зенитному так и по азимуту ведут к неравномерным растяжениям колонны, что в свою очередь ведет к появлению уязвимых участков. Так по скважине № 872 отмечаются три интервала с интенсивным изменением зенитного угла (угла отклонения ствола скважины от вертикали). В двух интервалах идет набор кривизны: это от 70м до 200 м, где угол растет от 1 град до 19 град и от 800 м до 900 м, где угол растет от 20.30 град до 39.0 град, соответственно выше этих интервалов отмечаются нарушения э/к (17м, I23м, 165м и 760м, 765м, 862м, 902м). В третьем интервале 1000-1200 м наоборот происходит уменьшение зенитного угла с 36.30 град до 25 град., чем возможно объясняется нарушение э/к на глубине 1020м. Нарушения э/к колонны по скважине № 859 отмечаются на глубинах: 613 - 624 м, 675 м, 685 м. На этой глубине происходит интенсивное изменение зенитного угла с 16 град до 4 град, кроме того, магнитный азимут на той же глубине меняется с 278 град до 252 град (градиент составляет 58 град). 4. Разрыв э/к на глубинах 470, 500, 700 м по абсолютной отметке -400 м, - 500 ми- 600 м по ряду скважин: №№ 877,859,840,829,898,870,881, возможно, объясняется наличием в геологическом разрезе Гремихинского месторождения мощных водоносных коллекторов Тастубского горизонта и Ассельского яруса Нижней Перми и Гжельско-Оренбургского горизонтов Верхнего Карбона. В этих интервалах э/к подвергается большим перепадам температуры вследствие проведения технологии ИДТВ и ИДТВ (п) во время технологических операций при переходе с закачки пара на закачку холодной воды и наоборот. Если в интервалах, где нет мощных водоносных коллекторов происходит постепенное остывание э/к в течение 3-5 суток, то в этих интервалах происходит мгновенное охлаждение за счет холодных водяных потоков большой минерализации. Повышенная минерализация является дополнительным фактором, способствующим разрушению труб, т.к. за 3-4 года эксплуатации в ПНС цементный камень разрушился почти полностью, за счет чего происходит непосредственный контакт э/к с пластовыми водами. 5. По 14 проектным паронагнетательным скважинам разрыв э/к произошел до начала закачки теплоносителя , из них по 12 скважинам разрыв в интервале от устья до 130 м, только по двум ( №№ 865,815 ) в интервале 600-700 м. По семи добывающим скважинам отмечается негерметичность э/к, из них по пяти - разрыв трубы в верхней части колонны, где отмечается интенсивный набор кривизны. По двум скважинам на глубине 441м, 476 м (абсол. отм. -400 м, -500 м), что приходится на водоносные коллектора вышеуказанных горизонтов. Все это говорит о том, что температурные перегрузки не являются единственной причиной ведущей к разрушению э/к и искривления по зенитному и магнитному углам являются существенным фактором, влияющим на распределение интервалов нарушений эксплуатационной колонны по ее длине. На рисунке № 12представлена зависимость распределения количества нарушений от длины эксплуатационных колонн, где наглядно изображены выводы, приведенные выше, т.е. наибольшее количество нарушений герметичности эксплуатационных колонн приходится на верхнюю часть колонны, где происходит максимальный набор кривизны, значительная часть нарушений также приходится на интервал от 450 м до 800 м, возможная причина негерметичности в этой части колонны также объясняется выше.  2.9.3.Гидрохимический контроль Гидрохимический контроль за перемещением тепловой оторочки по зоне внедрения паротеплового воздействия осуществляется по хлор-иону, т.к. пластовые воды Гремихинского месторождения являются хлор-кальциевыми рассолами с минерализацией до 269,8 г/л. В солевом составе рассолов превалирует хлористый натрий, меньше хлористый кальций, затем хлористый магний. Гидрохимические исследования состава и свойств вод предусматривают проведение полного и краткого анализов. Полные анализы химического состава вод состоят из 6-ти компонентного анализа (хлор, сульфаты, гидрокарбонаты, карбонаты, кальций, магний, натрий + калий), определений плотности, рН, количества взвешанных частиц, сероводорода, окисного и закисного железа, нафтеновых кислот и микроэлементов - йод, бром, аммоний. Краткие химические анализы по добывающему фонду скважин, пьезометрическим и водозаборным скважинам предусматривают определение хлора, гидрокарбонатов, сульфатов, рН и плотности воды. Фоновое содержание CL иона изменялось от 152 г/л до 194 г/л тенденцией увеличения от периферии к центру залежи. Вокруг паронагнетательных скважин образовались обширные зоны опреснения (гидрохимического реагирования). Содержание CL иона в попутных водах снизилось до 140-20 г/л и менее. Степень гидрохимического реагирования скважин на паротепловое воздействие определяется содержанием в водах CL иона по сравнению с фоновыми значениями. В целом для залежи за величину фонового значения CL иона принято значение равное 160 г/л. Снижение содержания CL иона указывает на то, что к данной скважине подошла определенная доля слабоминерализованной конденсационной воды. Следовательно, пластовые воды околоскважинного пространства реагируют на закачку теплоносителя. В общих чертах зона реагирования на тепловой процесс, выделенная другими промысловыми данными, совпадает с зоной гидрохимического реагирования. Ввод новых паронагнетательных скважин привел к значительному расширению зоны активного гидрохимического реагирования и сформировалась большая зона с пониженной минерализацией вод (содержание CL иона меньше 160 г/л) вокруг новых паронагнетательных скважин. Основные зоны гидрохимического реагирования на закачку теплоносителя расположены в районе скважин №№ 839, 845, 850, 855, 856, 862, 863, 881, 882, 837, 1014, где содержание CL иона снизилось до 0.5-6.7 г/л. С июля месяца отчетного года, как было отмечено выше, закачка теплоносителя была ограничена, вследствие чего произошло некоторое восстановление хлориона в зонах пониженной минерализации . 2.10. Мероприятий по регулированию разработки по пласту А4 Гремихинского месторождения 119,4тыс. Упустим сам расчет. В элемент нагнетательной скважины № 863 входят добывающие скважины имеющие высокую обводненность (394,406,407,395,381). В таблице (18) приведен технологический режим работы этих скважин. Возможно, что эти скважины отобрали все свои запасы и нет смысла проводить мероприятия для повышения дебита скважин по нефти, авозможно что вода прорволась по более проницаемым нижним пропласткам, а верхние остались не выработанными. Для того, чтобь определить причину обводнения этих скважин необходимы данных исследований профиля притока в добывающих скважинах и профиле приемистости в нагнетательной скважине. Для оценки выработанности запасов нефти необходимы данные по накопленной добыче и запасах на скважину. Расчет запасов проведем объемным методом на примере скважин 394. В разрезе скважины 394 выделены 12 нефтенасыщенных пропластков общей мощностью h=22,4 м. Средневзвешенная нефтенасыщенность по этим пропласткам составляет 77%, средневзвешенная пористость 22,8% пересчетный коэффициент 0,95. Месторождение разбурено так, что нефтенасыщенная площадь на одну скважину составляет: Извлекаемые запасы на одну скважину составляют 44,1тыс.т. Накопленная добыча по скважинам представлена в таблице 19. Таблица 18 Технологический режим работы скважин
Таблица 19 Накопленная добыча по скважинам
Накопленная добыча в процентах от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) выглядит так: скважина 394-69% от НИЗ, скважина 406-82% от НИЗ, скважина 407-96 % от НИЗ, скважина 395-90% от НИЗ, скважина 381-76% от НИЗ. В нагнетательной скважине №863 проводились исследования по определению профиля приемистости скважине. 1. Искусственный забой-1165м: 2.Закачиваемая вода поглощается интервалом перфорации (ИП) и доходит в основном, до глубины 1165 м. Отмечается слабое движение воды по заколонному пространству до глубины 1155 м. Общий расход жидкости , ориентировочно ,160 м3/сут. Дифференциальный профиль приемистости: -ИП №1 принимает в интервале 1149,5-1151,5м -19%, 1154,5-1156,Ом-7% -ИП №2 принимает в интервале 1158,0-1159,0м -63% ; - ИП №3 принемает в интервале 1159,0-1165,0 м -11%. З.В режиме восстановления приток жидкости - из поглащающи прослоев. 4.Текущие пластовые давления при не замеренном уровне жидкости ИП №1 - 11,7 МПа, ИП №2-11,7 , ИП №3 - 11,8 МПа. Забойное давление при давлении на буфере Рб=10 МПа, -23МПа. Известно,что фазовая проницаемость для воды имеет наиболыш значение в высокообводнившехся пластах (высокое значен водонасыщенности). Так как приемистоть пласта по во; прямопропорциональна значению фазовой проницаемости для вод пласте, можно сделать вывод, что при прочих равных условиях наибольшей приемистостью обладает наиболее обводнивший пропласток . Из проведенных исследований скважины 863 следует что большую часть закачиваемой воды (63%) принимает интервал 1158,0-1159,0 м. Следовательно обводнения добывающих скважин идет по этой интервалу. Необходимо ограничить поступление воды в ИП №2 и увеличить в ИП №1 и ИП №3. Основываясь на том, что охват заводнением по толщине пласта ид не равномерно и выработанность запасов добывающих скважин, входящих в элемент не высокая от 69 до 96 % и опытом проведен предыдущих обработок проводимых ранее на месторождении можно рекомендовать мероприятия по ВПП скважины. Необходимо провес закачку термостойкий состава в скважину 863 в ИП №2 и провести ПСЬ вИП№1,ИП№3. По опыту проведения ВПП на Гремихинском месторождении Удельный эффект от проведения ВПП по добывающим скважинам составляет 1,5т/сут. В элементе выделено пять нерентабельных высокообводненных скважин на которых скважина 863 явно влияет Предположим что в этих скважинах будет такой же эффект. Суммарный эффект составит 10 т/сут. Для того чтобы получить максимальный эффект нужно провести ВПП во всех нагнетательных скважинах, пробуренных по площадкой системе разработки. Предлагается провести комплексные исследования по выработанности запасов высокообводненных добывающих скважин. Если выработанность запасов на этих скважинах более 50 % следует оценить возможность применения закачки термостойкого состава в нагнетательных скважинах этих элементов. Дополнительные мероприятия по регулированию разработки. В состав элемента №903 паронагнетательной скважины входят скважины № 458, 459, 471, 472, 485, 486, 889, 895, 896, 909, 910, 916. По этим скважинам были произведены геофизические исследования скважин (ГИС). Анализируя эти исследования, были предложены следующие рекомендации: - по скв.903 вскрыть среднюю пачку в интервалах 1154.4-1159.0 м и 1160.2- 1161.0м; нижнюю пачку- в интервале 1161.6-1163.8 м; обработать призабойную зону - по скв. 485 произвести дострел в интервалах 1154.4-1155.0 м , 1155.6-1156.4м, 1156.8-1157.2 м, 1158.0-1159.6 м, 1161.2-1162.3м средней пачки . Обработать призабойную зону с ограничением водопритока. - по скв.471 произвести дострел интервалов 1116.0-1116 м ; ОПЗ с ограни- чением водопритока - по скв. 472 произвести ОПЗ по ограничению водопритока в продуктивной части; - по скв. 485 произвести ликвидацию заколонных перетоков нижней пачки и РИР; в средней пачке произвести дострел интервалов 1154,4-1155,0 м. 3. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 3.1. Экономическая эффективность применяемых методов Показатели истории разработки рассматриваемой залежи нефти по темпам и уровню нефтеизвлечения и по эффективности применяемых технологических процессов теплового воздействия на пласт говорят о высокой организационной и технической политике, проводимой ОАО «Удмурт-нефть» - как оператора-разработчика Гремихинского месторождения. Четким, прямым подтверждением этому являются благоприятные технико-экономические показатели разработки месторождения. Так, на декабрь 2002 года себестоимость добываемой нефти с учетом коммерческих расходов составляет 782,73 руб./т. (или при текущем курсе доллара США – 32,0 руб. себестоимость составит 22,8 долларов за 1 баррель). Полные затраты по искусственному воздействию на пласт составили 213,82 руб. на 1 т. добываемой нефти или 27,3% от коммерческой себестоимости. Технико-экономические показатели обобщены в табл. Объект продолжает оставаться высокоперспективным, но требуется новый подход в системе его разработки, который обеспечил бы повышение темпа выработки запасов нефти и его выравнивание по пачкам разреза и сокращение обводненности добываемой продукции. В настоящее время составляется проект доразработки базового объекта Гремихинского месторождения - залежи нефти пласта А4 башкирского яруса. Цель нового проектирования заключается в научном обосновании систем вскрытия многопластового неоднородного разреза объекта и технологических процессов, обеспечивающих повышение уровня добычи нефти с достижением утвержденного конечного коэффициента нефтеизвлечения - 0,392 при рентабельных в современных условиях экономических показателях. 3.2. Методика расчета экономической эффективности Расчет экономической эффективности тепловых методов в данной работе заключается в сопоставлении экономических результатов сравниваемых технологий теплового воздействия. Определена себестоимость добычи нефти каждого метода, реализация нефти в стоимостном выражении и экономическая прибыль. Предприятие осуществляет учет затрат на производство основной продукции, а также себестоимости прочих услуг основного и вспомогательного производства. Для целей учета выделяют основное и вспомогательное производство, общепроизводственные (цеховые) и общехозяйственные расходы. На счете "Основное производство" группируются затраты цехов основного производства; на счете "Вспомогательные производства" — затраты вспомогательных, обслуживающих основное производство цехов, которые входят в состав предприятия; на счете "Общепроизводственные расходы" — накладные расходы цехов основного и вспомогательного производств (по управлению производством цеха, на содержание общепроизводственных зданий и сооружений, общепроизводственной инфраструктуры и т. д.); на счете "Общехозяйственные расходы" — затраты, связанные с содержанием аппарата управления и обеспечением деятельности, — административно-управленческие расходы, а также общехозяйственные расходы, которые прямо не связаны с функционированием производства, но связаны с функционированием предприятия как экономического субъекта. Себестоимость добычи нефти представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе добычи нефти природных ресурсов, реагентов, материалов, топлива, энергии, амортизации ОС, трудовых ресурсов и прочих затрат. Номенклатура производственных затрат и расходов определяется Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа. Состав, классификация и группировка затрат в нефтедобывающей промышленности определяется следующими особенностями: выпуском только готовой продукции, отсутствием незавершенного производства и полуфабрикатов; последовательным осуществлением основных производственных процессов (переделов) — поддержания пластового давления, извлечения продукции из скважин, сбора и транспортировки, подготовки, внешней перекачки и др.; ухудшением горно-геологических условий по мере эксплуатации месторождения и связанным с этим снижением дебита скважин (объемов добычи) и ростом себестоимости нефти. устойчивостью технологии добычи и применяемых при этом способов производства во времени, которая обусловливает отсутствие новаций в технологиях и способах учета, Таким образом, учет затрат на производство и калькулирование фактической себестоимости нефти относится к попроцессному методу калькулирования себестоимости промышленной продукции. Сбор и учет затрат на производство нефти осуществляется в следующих разрезах. Организационный разрез — цеха. Цеха (цеха основного производства, вспомогательные цеха) - административные подразделения, имеющие единое управление и общие цеховые расходы, содержащие, как правило, одно или несколько планово-учетных подразделений. Планово-учетные подразделения – отдельные части цеха (цехов), выпускающие разные виды продукции (работ, услуг), которые являются самостоятельно калькулируемыми объектами. Технологический разрез — переделы. Передел - совокупность затрат цехов (планово-учетных подразделений), участвующих в определенной части (стадии) производственного процесса. В соответствии с Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа калькулирование себестоимости продукции осуществляется в разрезе как переделов, так и статей калькуляции.  В целях учета в состав переделов включаются расходы на следующие стадии производственного процесса: искусственное воздействие на пласт; сбор и транспортировка нефти; технологическая подготовка нефти. В состав статей калькуляции - следующие расходы: основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих, занятых в добыче; отчисления на социальные нужды; амортизация скважин; подготовка и освоение производства; содержание и эксплуатация оборудования; цеховые расходы цехов добычи; общепроизводственные расходы; прочие производственные расходы, включая налоги и коммерческие расходы. Продуктовый разрез — конечная продукция. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||