диплом Эффективность ТЦВП и ТЦВП-УЭ (Гремихинское). Дипломный проект руководитель проекта Кудинов В. И. Консультанты Общий раздел Кудинов В. И
 Скачать 1.51 Mb.
|
2.4. Расчет технологической эффективности ТЦВП-УЭ по сравнению с другими методами .Поскольку режима заводнения на месторождении не было, и разработка на начальном этапе осуществлялась на естественном режиме, технологическая эффективность термических методов оценивается по отношению к нему. Прогноз показателей разработки на естественном режиме выполнен по кривым падения дебитов (рис. 7). Дополнительная добыча нефти за счет термических методов в 2004 году по расчетам составила 525,5 тыс. т. Определение эффективности отдельных технологийДля оценки эффективности отдельных технологий предварительно из общей дополнительной добычи следует вычесть технологический эффект от выполненных ГТМ. По данным НГДУ "Ижевскнефть" эффект ГТМ в 2004 году составляет 17,2 тыс. т. Следовательно, к распределению принимаем Qт.м. = 508,3 тыс. т. В настоящее время на месторождении действуют технологии ВГВ, ИДТВ(П), ТЦВП-УЭ. Площади внедрения технологий представлены на рис. 9. Однако следует учитывать, что зоны внедрения технологий из года в год менялись. В одних и тех же нагнетательных скважинах закачка теплоносителя велась в режимах различных технологий. Все это обусловило интерференцию технологий. На диаграммах того же рис. 8 показано, что в зонах ТЦВП-УЭ и ИДТВ(П) в суммарной закачке теплоносителя присутствует большая доля закачки от других технологий (см. в процентах). Применение статистических методов (характеристик вытеснения и др.) в таких случаях никак не может решить задачу разделения эффектов по технологиям. Единственный способ – привлечение гидродинамических расчетов. Разработана следующая методика оценки технологической эффективности отдельных термических методов. Ниже предлагается вариант определения эффективности отдельных технологий, учитывающий индивидуальные коэффициенты i. В методике используются теоретические оценки, обоснованные в патентах на технологии. Известны значения коэффициентов нефтеизвлечения (по патентам) для каждой из отдельных технологий - ВГВ, ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП, ТЦВП-УЭ. На рис. 7 накопленное нагнетание представлено в долях от порового объема. Для всех технологий конечные значения КИН определялись к моменту закачки вытесняющего агента в объеме 2Vпор. Фактическая добыча нефти представляет из себя сумму  , (2)где  — добыча нефти на естественном режиме; — добыча нефти за счет технологии термического воздействия с индексом i.Дополнительная добыча за счет всех термических методов равна  . (3)Допустим, что общая добыча за счет термических методов  известна. Задача заключается в оценке добычи нефти за счет отдельных технологий. Будем искать значения добычи нефти за счет технологий в предположении, что они пропорциональны текущим значениям нефтеотдачи, то есть полагаем , (4)где A — коэффициент пропорциональности. Сложив уравнения (4) для всех технологий получаем  . (5)В свою очередь, нефтеотдачу технологии можно выразить параболической зависимостью от накопленного нагнетания вытесняющего агента  , (6)где  — накопленное нагнетание вытесняющего агента по технологии;i — коэффициенты пропорциональности. Значения i определяются из граничного условия, согласно которому конечные значения коэффициентов нефтеизвлечения i соответствуют моменту закачки вытесняющего агента в объеме 2Vпор. В таком случае  , (7)где  — накопленное нагнетание, соответствующее объему 2Vпор.Из (4) и (5) следует  . (8)Подставляя (7) в (6), а затем получаемое выражение в (8) имеем  . (9)Таким образом, технологические эффективности новых технологий к естественному режиму определяются по формулам:  , (10) , (11) , (12) , (13) (14)(i = ВГВ, ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП, ТЦВП-УЭ). Формулы (10)–(14) определяют суммарную накопленную технологическую эффективность технологий. Годовые показатели технологической эффективности определяются как разности накопленных показателей. В (10)–(14) используются накопленные значения нагнетания вытесняющих агентов по технологиям — . Как следует из формулы (11), при таком подходе технологический эффект от ИДТВ продолжает иметь место и после прекращения закачки по данной технологии. С точки зрения механизма действия термических методов это правильно, поскольку оторочка теплоносителя, созданная в пласте за счет ИДТВ, срабатывает не мгновенно, а в течение долгих лет, как это обосновано в патенте на технологию. Поэтому эффект от ИДТВ существует, но он на Гремихинском месторождении "размазан" по другим действующим технологиям. Однако в ОАО "Удмуртнефть" эффект от ИДТВ считается прекратившимся с окончанием закачки по данной технологии. Поэтому при определении годовых эффектов технологий   распределяется следующим образом: , (15) , (16) , (17)где 2300 тыс. т — накопленная закачка в режиме ИДТВ в зоне технологии ИДТВ(П),  тыс. т — накопленная закачка в режиме ИДТВ в зоне технологии ТЦВП-УЭ.Можно оценить и технологическую эффективность технологий относительно друг друга  , (18) , (19) , (20) , (21) . (22)К достоинствам методики относятся: единый принцип определения эффективности для всех технологий; простота, не нужно выделять для отдельных технологий области реагирования; учет интерференции (накладки технологий) в пределах ОПУ. Естественно, методика не исключает дифференцированного подхода к оценкам технологической эффективности термических методов на различных участках залежи. Результаты расчетов за 2003 год представлены в таблице 7. Приведены данные технологической эффективности новых методов к естественному режиму, к ВГВ и относительно друг друга. В принципе, новые технологии термического воздействия ИДТВ(П) и ТЦВП должны иметь единую базу сравнения, а именно известный термический метод ВГВ. Технологические эффекты этих технологий относительно ВГВ за 2004 год составляют: ИДТВ(П) к ВГВ — 16,5 тыс. т; ТЦВП-УЭ к ВГВ — 29,3 тыс. т. Если в качестве базы сравнения принимать предшествующую технологию, то за 2003 год будем иметь следующую эффективность: ИДТВ(П) к ИДТВ — 10,5 тыс. т; ТЦВП-УЭ к ИДТВ(П) — 12,6 тыс. т. На наш взгляд, этот подход не совсем корректен, поскольку технологии ставятся в неравные условия по базам сравнения. Таблица 7 Расчет дополнительной добычи нефти по Гремихинскому месторождению за 2004 г.
2.5. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации Разбуривание залежи начато с июня 1981 года со вскрытием объекта разработки по равномерной треугольной сетке с расстояниями между скважинами 173 х 173 м. Паронагнетательные скважины, имеющие специальную конструкцию, входят в данную (треугольную) сетку, но таким образом, что при переводе их под закачку агента формируется 7-точечные обращенные элементы воздействия. Устья добывающих и паронагнетательных скважин размещены по кустам. Таким образом, практически все скважины являются наклонно-направленными с максимальным удалением забоя от устья до 360 м (в исключительных случая при разбуривании принималось большее удаление). Плотность сетки скважин составляет: - для полного фонда скважин - 2,45 га/скв. - Только для фонда добывающих скважин-3,68 га/скв. Удельные запасы нефти (Начальные балансовые, утвержденные ГЗК), приходящиеся на одну скважину полного фонда равны 85,5 тыс. т. и только добывающего фонда - 119,4 тыс. т. Аналогично удельные извлекаемые запасы соответственно равны 29,1 и 40,6 тыс. т. на скважину. Вскрытие продуктивного объекта бурением до 1985 г. осуществлялось ниже ВНК до 21 м и после 1985 года было установлено ограничение вскрытия водоносного бассейна. Так например, добывающие скважины ниже ВНК на 4-16м и паронагнетательные - без вскрытия ВНК (выше ВНК на 2 - 4 м). По состоянию на 01.01.2002 г. на залежи пробурено: - 916 скважин общего фонда, в том числе: - 547 - добывающих - 219 - паронагнетательных специальной конструкции - 40 - вспомогательных. Для данной залежи предусмотрен резервный фонд скважин для бурения скважин-дублеров, оценочных скважин для изучения состояния выработки запасов нефти и вспомогательных скважин. Паронагнетательные скважины после бурения временно вводятся в эксплуатацию как добывающие. Продолжительность их эксплуатации регламентируется минимально допустимым снижением пластового давления в зонах дренирования (до 7-8 мПа согласно обоснования технологической схемы [1]) и состоянием общепромысловой технической подготовленности по производству и транспорту теплоносителя к скважинам. Уровень дренирования объекта паронагнетательными скважинами до перевода их под закачку агента характеризуется следующими фактическими показателями за истекшую историю разработки: - добыча нефти, приходящаяся на одну скважину от 0,1 до 30т. - средняя продолжительность эксплуатационного периода, приходящаяся на одну скважину 2,5 года По состоянию на 01.01.2002 года фонд скважин характеризуется следующим образом: 1. Количество пробуренных добывающих скважин, 603, в том числе: - действующих 470 - в бездействии 11 -ликвидированных 10 - в консервации 141 - передано под контрольные 1 Количество пробуренных нагнетательных скважин, - 219, в том числе: - под закачкой 103 - в эксплуатации на нефть 83 - в б/д консервации 10/17 - ликвидированных 6 Низкие величины проницаемости коллекторов (среднее значение порядка 171 мД) и высокая вязкость пластовой нефти (90,2-182 мПа-с) обусловили низкий дебит добывающих скважин. Обводнение происходит нижней водой и водой от закачки. Способствуют обводнению высокие вязкостные свойства нефти. Так из 576 скважин, работающих с водой, 190 скважин имеют более 90% обводненности. Распределение скважин по обводненности в целом по залежи А4 приводится в таблице № 7,8 Распределение действующего фонда скважин Гремихинского месторождения по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2002г. приводится в таблице№ 9,10 С помощью параметров разработки зоны реагирования на 01.01.2004г., приведенных в таблице № 11 , можно сделать вывод, например, что добыча в зоне реагирования в несколько раз больше, чем вне зоны реагирования. Это обусловлено влиянием теплоносителя (3.5т/сут. против 1.5т/сут.) По состоянию на 1.01.2002г. в паронагнетательном фонде находится 125 скважин, из них 89 скважин работают в режиме ТЦВП, 22 скважины - в режиме ИДТВ (п), 14 скважин - в режиме ВГВ, Четыре скважины 840, 843, 852 и 872 ликвидированы по техническому состоянию э/к. В зоне реагирования находится 653 скважины, 444 из которых находится в действующем добывающем фонде. Таблица 7 Распределение добывающего фонда скважин Гремихинского месторождения по проценту обводненности на 01.01.2004 г.
Таблица 8 Распределение действующего фонда скважин Гремихинского месторождения по проценту обводненности на 01.01.2004 г.
Таблица 9 Распределение действующего фонда скважин Гремихинского месторождения по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2004 г.
Таблица 10 Распределение добывающего фонда скважин Гремихинского месторождения по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2004 г.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||