Полезное:
Как сделать разговор полезным и приятным
Как сделать объемную звезду своими руками
Как сделать то, что делать не хочется?
Как сделать погремушку
Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами
Как сделать идею коммерческой
Как сделать хорошую растяжку ног?
Как сделать наш разум здоровым?
Как сделать, чтобы люди обманывали меньше
Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили?
Как сделать лучше себе и другим людям
Как сделать свидание интересным?
Категории:
АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника
|
Обоснование технологии воздействия на призабойную зонуАнализ состояния разработки Киняминского месторождения, а именно: текущие коэффициенты извлечения, темпы выработки запасов и существенная разница дебитов на смежных участках, все это приводит к настоятельной необходимости применения на данных объектах методов воздействия на пласт, регулирующих динамику разработки для полноты выработки запасов. Технология обработки ПЗП, состав композиции химреагентов выбирается в зависимости от конкретных причин снижения продуктивности, а также на основе анализа результатов ранее проведенных работ. Как показали промысловые исследования, а также анализ текущего состояния разработки пласта Ю11 Киняминского месторождения основными причинами снижения продуктивности добывающих скважин являются: · пониженные значения пластового давления в зонах отбора; · образование в ПЗП высоковязких водонефтяных эмульсий и окисленных загущенных нефтепродуктов; закупорка поровых каналов ПЗП твердыми частицами мехпримесей, содержащихся в составе жидкости глушения; · вынос из удаленной части пласта породы (кварц, кальцит) или твердых частиц бурового раствора. Результаты ОПЗП добывающих скважин Интенсификация добычи нефти на Киняминском месторождении начала применяться с 1992 г. путем воздействия на призабойную зону добывающих скважин. Применялись несколько технологий ОПЗ (СКО, "Нефрас", БР-1, неонол), а также физические методы (КИИ, ПГД, гидрожелонка). Метод СКО предназначен для улучшения проницаемости призабойной зоны пласта путем растворения карбонатного цемента коллектора, солевых отложений и, частично, механических примесей. В интервал перфорации закачивается водный раствор соляной кислоты концентрации 10-12% и выдерживается около 8 часов. Объем готового раствора на 1 метр перфорированной толщины составляет 1-1,5 м3. Технология обработки углеводородным растворителем "Нефрас" заключается в закачке и продавливании в призабойную зону продуктивного пласта скважин углеводородных растворителей и композиций на их основе. В результате закачки растворителя достигается растворение и удаление смол, асфальтенов и парафинов из призабойной зоны, вымывание мелких частиц твердой фазы, разложение высоковязких нефтяных эмульсий, повышение фазовой проницаемости для нефти за счет гидрофобизации породы. "Нефрас" марки А 150/350 представляет собой концентрат ароматических углеводородов. Растворимость АСПО в интервале температур 30-700С составляет 102,4-121,2 г/л. Суть метода заключается в следующем: в скважину закачивается "Нефрас" и продавливается водой до забоя, попадая через перфорированный интервал в ПЗП, где и происходит реакция. Расход нефтяного растворителя на 1 м вскрытой толщины составляет от 0,5 до 1,0 м3. Физические методы предназначены для эффективной очистки призабойной зоны пласта и улучшения условий фильтрации жидкости, а также для оценки добывных возможностей скважины. Сущность метода заключается в создании депрессии на пласт, в результате которой в колонну НКТ из поровых каналов ПЗП выносятся различные механические примеси, твердые и гелеобразные отложения раствора и т.д. За анализируемый период на Киняминском месторождении на 01.01.2000 г. всего обработано 14 добывающих скважин. В 3-х скважинах работы проводились дважды, а в скважине 139 – трижды. Было проведено 21 мероприятие по воздействию на ПЗП. Непосредстственно было проанализировано 19 мероприятий, т.к. в 4-х скважинах мероприятиям по ОПЗП предшествовал перестрел интервала перфорации. В целом по месторождению, мероприятия по воздействию на ПЗП не дали ожидаемых результатов. Только в 6-ти скважинах наблюдался положительный эффект, в остальных скважинах эффект от проведения ОПЗ незначителен или отсутствует. СКО - из 5-ти обработок призабойной зоны соляной кислотой только две имели положительный эффект (скв. 117, 122). По этим скважинам произошло увеличение дебита нефти на 7 и17 т/сут соответственно. Продолжительность эффекта более года. КОПЗ - смесь растворителей (Нефрас, гексановая, толуольная фракции, реагент БР-1 и др.) с расходом на 1м мощности пласта 0,5 – 1,0 м3; соляная кислота (11% водный раствор) с расходом на 1м мощности пласта 1,0 м3; глинокислота (11% HCL + 1-5% HF) с расходом на 1 м мощности пласта 1,0 м3; 1-3%-ный водный раствор Неонола АФ9-6 с расходом 1-15 м3 на 1 м мощности пласта. Из 7-ми обработок только одна дала положительный эффект при выводе скважины 120 из простоя. Дополнительная добыча составила 21 т/сут. Продолжительность эффекта три месяца. КИИ, ГЖ – механические обработки призабойной зоны пласта проводились 5 раз. Успешными были только три (скв. 106, 119 - увеличение нефтеотдачи, 214 - вывод из простоя). Дополнительная добыча составила 14,4, 9,7 и 18,2 т/сут соответственно. Продолжительность эффекта более года. По остальным скважинам эффект отсутствует. Т.к. гидродинамические исследования на данных скважинах не проводились, определить причину отсутствия эффекта невозможно. Обоснование технологий применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи Так как опыт применения МПНП и ОПЗ на месторождении небольшой, основными критериями для их выбора являются особенности геолого-физической характеристики пластов и опыт применения МПНП на других месторождениях со схожими геологическими параметрами. Исходя из этого следует, что в условиях низких коллекторских свойств для интенсификации притока нефти в скважины необходимо применение следующих технологий воздействия на призабойных зоны и продуктивный пласт: Ø обработка композициями на основе соляной кислоты для улучшения проницаемостных характеристик и удаления карбонатных отложений; Ø обработка композициями на основе глинокислоты или бифторид-фторид аммония для улучшения проницаемостных характеристик и удаления части отложений глин; Ø обработка композициями на основе нефтяных растворителей для восстановления и увеличения продуктивности скважин; Ø комплексные ОПЗ нагнетательных скважин для улучшения коллекторских свойств и повышения их приемистости; Ø в зонах пониженной проницаемости и повышенной нефтенасыщенной толщины возможно применение ГРП. Выбор метода физико-химического воздействия. Особенностями геологического строения и текущего состояния разработки пласта Ю11 Киняминского месторождения являются: * низкие средние значения проницаемости коллекторов (0.015-0.024 мкм2); * повышенные пластовые температуры (90 оС); * высокая послойная и зональная неоднородность по проницаемости; * первая стадия разработки с низкой обводненностью добываемой жидкости; * опыт внедрения потокоотклоняющих технологий на Киняминском месторождении отсутствует. В таблице 9 приведены средние значения геолого-физических параметров пластов Ю11 и Ю13 Киняминского месторождения и критерии применимости рекомендуемых к внедрению МУН.
4. Технико-экономический анализ проектных решений Общие положения
Экономическая оценка вариантов разработки объектов Киняминского месторождения осуществлялась на основе Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений и Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов, также основным положениям Закона "О недрах", "Инструкции по распределению затрат на добычу нефти и газа на условно-постоянные и условно-переменные", Федеральному Закону № 126-ФЗ от 08.08.2001г. Показатели экономической оценки вариантов разработки
Основными экономическими критериями выбора предпочтительного варианта разработки являются: накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД), экономически предельный срок разработки, индекс доходности дисконтированных затрат. Кроме этого, в систему оценочных показателей включаются прибыль от реализации, капитальные вложения, эксплуатационные затраты и доход государства от эксплуатации месторождения (налоги, платежи и отчисления в бюджетные и во внебюджетные фонды). Капитальные вложения по годам определяются затратами на строительство скважин, на обустройство месторождения (по направлениям). Определение эксплуатационных затрат осуществлено с использованием нормативов, сформированных на основе фактической калькуляции на добычу нефти за 1-ый квартал 2001 года (с разбивкой на элементы) по пробуренной части Киняминского месторождения с увеличением их значений на 20%. В состав эксплуатационных затрат входят налоги и отчисления, относимые на себестоимость продукции, а также затраты, связанные с транспортировкой экспортной нефти (в зависимости от объема экспорта). После определения капитальных и текущих затрат с учетом налогов и иных отчислений осуществляется расчет ряда показателей, характеризующих экономическую эффективность проекта. Расчет основных показателей экономической эффективности проекта проводится по следующей схеме: 1) определяется объем валовой прибыли от реализации продукции за весь расчетный период по годам. При реализации на экспорт валовая прибыль определяется с учетом доли продукции, реализуемой на экспорт по соответствующей цене в твердой валюте с переводом ее в рублевый эквивалент по принятому курсу; 2) рассчитывается объем прибыли, подлежащей налогообложению; 3) на основе рассчитанной налогооблагаемой прибыли определяется размер налога на прибыль; 4) разница между налогооблагаемой прибылью и налогом на прибыль образует чистую прибыль; 5) применяя метод приведения разновременных затрат и результатов (метод дисконтирования), рассчитывают ежегодные значения дисконтированного чистого потока денежных средств; 6) накопление ежегодного дисконтированного чистого потока денежных средств образует суммарный (аккумулированный) поток денежных средств или накопленный чистый дисконтированный доход от реализации проекта - НЧДД; 7) расчет накопленного дисконтированного потока денежных средств проводится в течение жизненного экономического цикла (экономически предельного срока). В соответствии с определенными критериями оценки выбирают такой вариант разработки месторождения, который в наибольшей степени отвечает наилучшим значениям этих критериев.
|