Кислотные методы очистки ПЗС. Технология проведения КО

Реагирующая добывающая скважина исключается из участка, если она расположена за ближайшей нагнетательной скважиной по отношению к анализируемой нагнетательной скважине. Т.е. при угле меньше 90 градусов, который образуется соединительными линиями, проведенными от реагирующей добывающей скважины до ближайшей обработанной нагнетательной скважины и анализируемой нагнетательной скважины (рисунок 10).Рисунок 10.Расположение реагирующей добывающей скважины при угле меньше 90 градусовИсключаются из участка реагирующие добывающие скважины, расположенные рядом с соседней обработанной нагнетательной скважиной ближе 1/5 расстояния между этой соседней и анализируемой нагнетательными скважинами (Рисунок 11).Рисунок 11. Расположение реагирующей добывающей скважины, расположенные рядом с соседней обработанной нагнетательной скважинойПри проведении ГТМ (ОПЗ) на соседней нагнетательной скважине c учетом деления процента реагирования по квадратам расстояний, процент реагирования в этом случае меньше или равен 1/4 или 25%. Очевидно, что не только по геометрическому признаку не оказывается влияние на такую добывающую скважину: такая добывающая скважина находится под влиянием рядом находящейся нагнетательной скважины [13].Реагирующая добывающая скважина должна иметь показатели в базовом периоде необходимые для определения параметров характеристик. Если информация отсутствует по причине запуска новой скважины, временной остановки скважины, перевода с другого пласта или из нагнетания, то эта скважина исключается из расчетного участка.Ближайшая к анализируемой скважине нагнетательная скважина рассматривается при назначении процента реагирования добывающей скважины с учетом расстояний, только если на этой нагнетательной скважине было проведено ГТМ с наложением эффекта на базовый или анализируемый периоды добывающей скважины.Такая ближайшая нагнетательная скважина рассматривается при назначении процента реагирования, только если есть корреляция дебита жидкости на реагирующей добывающей скважине от приемистости этой нагнетательной скважины.Определение процента реагирования выполняется:с учетом расстояний до ближайших обработанных нагнетательных скважин:Процент реагирования назначается обратно пропорционально квадратам расстояния от реагирующей добывающей скважины до ближайших обработанных нагнетательных скважин. Ближайшими считаются нагнетательные скважины, расположенные на расстоянии не более 1000 м от реагирующей добывающей скважины.Рисунок 12. Расположение нагнетательной и реагирующих добывающих скважин- с учетом приемистостей ближайших обработанных нагнетательных скважин:Процент реагирования назначается пропорционально приемистостям ближайших обработанных нагнетательных скважинРисунок 13.Расположение нагнетательной и реагирующих добывающих скважинТребования к определению процента реагирования с учетом влияния проведения ГТМ на реагирующей добывающей скважине окружения. Распределение эффекта определяется в анализируемом периоде, согласно закрепленным за группой ГТМ процентам. Учитываются наложения реагирования скважины от проведенного ГТМ на анализируемое ГТМ, в соответствии с протоколом от 18.10.2006 года. При проведении ГТМ (ГРП, перевод на другой пласт, вывод из бездействия (прошлых лет, оптимизация, смена насоса (1-4 мес. до начала работ по ОПЗ), перестрел, перевод под закачку (в течении полугода)) скважина исключается из расчета. В случае проведения ВПП либо ОПЗ на соседней нагнетательной скважине распределение эффекта рассчитывается согласно приказу Общества.Технические мероприятия, не влияющие на режим работы скважин, в процентном делении эффекта не участвуют.Требования к расчету технологической эффективности реагирующих добывающих скважинТехнологическая эффективность определяется с учетом деления эффекта на добывающей скважине между двумя ГТМ умножением доп. добычи на коэффициент реагированияИнформация по каждой скважине окружения отображается для каждой рассчитанной модели характеристики, для каждой лучшей модели характеристики и для среднего по трем лучшим моделям характеристик.Расчет дополнительной добычи нефти выполняется по характеристикам вытеснения отдельно по каждой добывающей скважине окружения с последующим суммированием эффекта по всем реагирующим скважинам.Расчет технологической эффективности ГТМ по скважинам учитывает особенности эксплуатации и геологии каждой скважины за счет индивидуального подбора для каждой добывающей скважины лучших базовых периодов и лучших характеристик по коэффициентам корреляции [12].Таблица 2. Расчет дополнительной добычи нефти выполняется по кривым падения.Кубагушева (1987)(7)Пирвердяна (1970)(8)Капытова (1970)(9)Сазонова (1978)(10)Постоянного нефтесодержания (постоянного дебита нефти)(11)Стасенкова (1964)(12)Ткаченко и др. (1976)(13)Ревенкова и др. (1973)(14)Примечание – в таблице Vн, Vв, Vж - накопленные отборы нефти, воды, жидкости; qн - текущий (месячный) отбор нефти; fн и fв - нефтесодержание и обводненность продукции (в долях); fн=1-fв.Если скважина работала в базовом периоде меньше чем четыре месяца перед ГТМ и добыча нефти в анализируемом периоде не превышает добычу жидкости в последнем месяце перед проведением ГТМ, то расчет выполняется по формуле:Модель постоянного прогноза нефти(15)где - текущий (месячный) отбор нефти в анализируемом и в последнем месяце базового периода;Qн - накопленная добыча нефти;t - количество месяцев.Выбор базового периода и лучших моделей характеристикРасчет выполняется для каждой скважины с автоматическим подбором периода аппроксимации (т.е. базового периода) по лучшему коэффициенту корреляции и определением по коэффициентам корреляции трех лучших моделей характеристик.Простои до трех месяцев на базовом периоде, с учетом исключений, исключаются из расчета. Базовый период определяется для каждой формулы модели характеристики выбором лучшего по максимальному коэффициенту корреляции из вариантов расчета с заданием различных базовых периодов до 24 месяцев (для кривых падения).Величина базового периода ограничена продолжающимся эффектом от проведенного более раннего ГТМ, влияющего на реагирующую скважину окружения, на основе хранимой истории проводимых ГТМ и результатов расчета дополнительной добычи нефти в предыдущем месяце по реагирующей скважине окружения.Определение дополнительной добычи за счет интенсификации добычи жидкости проводят только для соответствующих ГТМ, в результате проведения которых ежемесячно из скважины стали добывать жидкости больше в каждом месяце анализируемого периода. Алгоритм расчета приведен на рисунке 14.Рисунке 14.Алгоритм расчета по модели СазоноваПри расчете дополнительной добычи за счет интенсификации добычи жидкости для каждой рассчитываемой модели характеристик на базовом периоде определяется величина фактической добычи жидкости, и она присваивается прогнозной жидкости, от которой по формуле модели характеристики рассчитывается прогнозная добыча нефти и дополнительная добыча нефти.Рассчитанные показатели суммируются для соответствующих лучших моделей каждой скважины для всех скважин участка: (16)где DDN j – дополнительная добыча нефти по участку по J-й лучшей моделиddnji– дополнительная добыча нефти по i-й скважине по J-й лучшей моделиОтрицательная и положительная дополнительная добыча нефти по скважине за расчетный месяц по участку суммируются.Если скважина не имела положительной добычи нефти за три месяца после проведения ГТМ, то значения за эти месяцы исключаются из анализа (рисунок 15).Рисунке 15.Пример схематизации динамики добычи нефти при исключении первых трех месяцев после ОПЗ из анализаЕсли скважина не имела положительной добычи нефти за один месяц после месяца с положительной дополнительной добычей, то данный месяц (с добычей меньше базовой) исключается из анализа (рисунок 16).Рисунке 16. Пример схематизации динамики добычи нефти при исключении месяца (с добычей меньше базовой) из анализаЕсли в месяце прогнозного периода из участка исключены все скважины, то в этом месяце эффект прекратился и участок исключается с этого месяца из дальнейшего анализа.Автоматическое определение окончания эффекта для каждой добывающей скважины и исключение эффектов от последующих ГТМ позволяет правильно определить суммарную дополнительную добычу по расчетному участку (рисунок 17).Рисунке 17.Схематизации эффектов от проведённых ОПЗ и других мероприятийТребования к анализу корректности проведенной аппроксимацииОпределяется процент ошибки расчета дополнительной добычи нефти исходя из коэффициента корреляции лучших моделей характеристик. При ошибке дополнительной добычи> 1 тонны вносится поправка на рассчитанную дополнительную добычу нефти в меньшую сторону по абсолютной величине. Т.е. за результат расчета принимается гарантированная достоверная дополнительная добыча (рисунок 18).Рисунке 18.Анализ проведенной аппроксимацииПоправка вносится для дополнительной добычи каждой лучшей модели реагирующей скважины вычитанием 60% погрешности аппроксимации из рассчитанной по характеристике дополнительной добычи нефти.Контроль корректности расчета дополнительной добычи нефтиНеобходимо проводить контроль следующих фактических параметров выбранных скважин окружения и рассчитываемых параметров:Контроль корректности расчета при приросте фактической добычи нефти выше 20% в анализируемом периоде.На рисунке 19 приведен пример влияния другого ГТМ на характеристике вытеснения в виде «раскрытия характеристики» - расхождения фактических и прогнозных показателей за 3 месяца до проведения, анализируемого ГТМ.В таком случае обязательно необходимо повторить расчет в режиме с учетом влияния на расчет доп. добычи нефти другого ГТМ.Рисунке 19. Пример влияния другого ГТМ на характеристике вытеснения в виде «раскрытия характеристики»На рисунке 20. приведен пример учета влияния другого ГТМ за 3 месяца до проведения, анализируемого ГТМ на проведение расчета прогнозных показателей.Рисунке 20.Пример учета влияния другого ГТМТребования к расчету экономической эффективностиЭкономическими критериями оценки эффективности инвестиционных решений по внедрению новых технологий и последующей эксплуатации производственных объектов по действующим методическим документам являются: ЧД – чистый доходNPV – чистая приведенная стоимость свободного денежного потока;IRR – внутренняя норма рентабельности;PI – индекс доходности;DPP – дисконтированный срок окупаемости;В методическом плане по отраслевым методическим указаниям, определение экономической эффективности (Э) от внедрения мероприятий, обеспечивающих увеличение добычи нефти, основывается на сопоставлении дополнительных затрат с дополнительным доходом (результатом), возникающих в результате проведения ОПЗ и производится по формуле: , (17)где Rt - стоимостная оценка получаемых результатов от осуществления мероприятия по годам расчетного периода; Зt - стоимостная оценка произведенных затрат NPV определяется по формуле:(18)где Rt - результаты, достигаемые в t-ом году; Зt - затраты, осуществляемые в том же году;n - Количество шагов (год, квартал) расчетного периода; Ен – ставка дисконтирования, доведенная в составе макропараметров; ti - порядковый шаг расчетного периода (в первый год ti=1). Выражение в числителе (Rt - Зt) = ЧД = (Пt + At - Иt) в формуле, определяет текущее значение чистого дохода в t-ом году и представляет собой сумму чистой прибыли и амортизационных отчислений за вычетом капитальных вложений (инвестиций). Мероприятие считается эффективным, если чистый дисконтированный доход больше нуля [12].Индекс доходности затрат, в данном случае выручки от реализации дополнительно добытой нефти, приходящейся на единицу совокупных затрат и срок окупаемости затрат – критерии, которые отражают эффективность вложения средств с различных сторон, поэтому оценивая их экономическую эффективность, необходимо использовать всю совокупность показателей. К реализации могут быть приняты те мероприятия, у которых: - чистый дисконтированный доход больше нуля; - внутренняя норма доходности больше ставки дисконтирования; - срок окупаемости минимален; - индекс доходности затрат больше единицы. Оценка экономической эффективности по всем анализируемым методам ОПЗ производится за расчетный период – от момента проведения метода до конца эффективного периода эксплуатации скважины (участка скважин). Расчетный период принимается равным продолжительности действия технологического эффекта от проведения ОПЗ. Расходная часть денежного потокаСовокупные затраты на проведение методов и последующую эксплуатацию скважины включают: - затраты на дополнительную добычу нефти за счет ОПЗ, определяемые произведением удельных условно-переменных затрат на величину прироста добычи нефти; - затраты на проведение ОПЗ; - налоги.Условно-переменные затраты на добычу нефти складываются из затрат по извлечению жидкости, подготовке и транспортировке нефти, закачке воды в пласт для поддержания пластового давления и налогов. Эти затраты рассчитываются на основе фактических данных расшифровок статей калькуляции по добыче нефти по каждому из анализируемых месторождений. Себестоимость одной тонны дополнительной добычи нефти определяется отношением совокупных затрат к приросту добычи нефти и является важным качественным показателем эффективности проводимых работ. 3 ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ3.1. Меры безопасности при проведении обработок призабойной зоныДля обеспечения нормальных и безопасных условий работы при выполнении технологических операций по обработке призабойной зоны скважин и воздействию на пласт рекомендуются следующие мероприятия.Проведение любого воздействия на пласт и обработка призабойной зоны скважин должны проводиться по плану, утвержденному главным инженером или главным геологом нефтегазодобывающего управления, с указанием мероприятий по безопасности работ и руководителя работ - ответственного инженерно-технического работника.В плане работы должны быть указаны геолого-технические данные скважины, в том числе диаметр эксплуатационной колонны и допускаемое для неё давление, порядок проведения подготовительно-заключительных работ и закачки растворов рабочей жидкости, давление и скорость закачки (подача насоса) растворов, а также их физико-химические свойства. В плане работы должны быть указаны меры по ликвидации возможных аварий. При обработке призабойной зоны скважины следует руководствоваться Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности и инструкциями по безопасности труда, разработанными институтами, предприятиями применительно к конкретному методу. До начала работ руководитель (мастер бригады или ведущий геолог промысла) должен ознакомить обслуживающий персонал с планом проведения технологического процесса, его особенностями, с порядком и правилами безопасности ведения его на данной скважине.Работы по приготовлению кислотных и других химических растворов, слив, налив, перекачка, разведение, транспортировка должны быть максимально механизированы и осуществляться по закрытой системе.На скважине, где намечается проведение технологических операций по обработке призабойной зоны, подготавливается площадка в радиусе 30 метров от устья скважины. Насосные агрегаты устанавливают на расстоянии не менее 10 метров от устья скважины так, чтобы расстояние между ними было не менее 1 метра, а кабины не были обращены к устью скважины. Гидравлические части насосных установок должны иметь щиты или закрывающие кожухи.До начала работ проверяют исправность насосных агрегатов. После обвязки насосных установок и устья скважины следует произвести опрессовку нагнетательных трубопроводов на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления. На площадке должен быть необходимый запас воды для технологических операций и бытовых нужд.На период опрессовки устанавливается опасная зона в радиусе 50 метров от скважины.Работы по обработке призабойной зоны выполняются в защитных касках, суконных костюмах, прорезиненных фартуках, защитных очках, резиновых перчатках.Предусматривается наличие на площадке необходимого содового раствора для промывки глаз, защитные дерматологические средства (моющие средства, мази, пасты, кремы), аптечки для оказания первой доврачеб-ной помощи.Насосные агрегаты комплектуются медицинскими аптечками, огнетушителями. Выхлопные трубы насосных установок и других спецагрегатов оборудуются искрогасителями.Автоцистерны для перевозки кислоты, нефти и других химических реагентов должны иметь заземляющие устройства для отвода статического электричества во время переездов и сливо-наливных операциях. На скважины должна доставляться кислота требуемой концентрации с добавками ПАВ, ингибиторами, стабилизаторами и т.д. После завершения кислотной обработки скважины пресной водой промывают насосные агрегаты, автоцистерны, манифольды и другое вспомогательное оборудование, которое имело контакт с кислотой.На площадке, где проводятся работы по обработке призабойной зоны скважин предусматривается наличие пожарных постов с ящиками с песком, лопатами, огнетушителями, кошмами.В зоне проведения работ курение запрещается.ЗаключениеВ условиях современных реалий, когда темпы разведки новых запасов углеводородов отстают от темпов извлечения, когда структура запасов изменяется в сторону увеличения доли запасов, особенно важно уделять большое внимание на внедрение многих методов по увеличению нефтеотдачи. Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним. Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями.Один из методов по МУН, который был рассмотрен в данной работе, это кислотная обработка призабойной зоны пласта.Список использованной литературыИбатуллин Р. Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений //М.: ОАО «ВНИИОЭНГ. – 2011. C. 304.Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, Москва 1993 г. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации, Государственное предприятие "Роснефть", Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача", Всероссийский нефтегазовый научно-исcледовательский институт им. академика А.П.Крылова (ВНИИнефть)ГОСТ 17.1.3.12-86 «Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше» (утв. Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26 марта 1986 г. № 691)Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» утвержденные приказом от 12.03.2013 №101 Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору«Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах», Москва (утв. приказом МПР РФ N 323, Минтопэнерго РФ N 445 от 28.12.1999г.)Гиматудинов Ш. К. «Справочная книга по добыче нефти», 1974.Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти», 2003Society of Petroleum Engineers (SPE) metric standardБасниев К. С., Кочина Н. И., Максимов М. В. «Подземная гидромеханика»Минеев Б.П. «Практическое руководство по испытанию скважин»Ентов В.М. «Теория фильтрации», 1998Справочник «Современные методы гидродинамических исследований скважин», 2010.М. М. Хасанов, Р. К. Мухамедшин, П. С. Никитин Оценка потенциала скважины, 2002