Анализ и расчёт технологической эффективности методов интенсификации процессов добычи нефти на промысловом объекте

За 2007 год по турнейскому ярусу Ново-Елховского месторождения за счёт применения методов интенсификации дополнительно добыто 5 816 тонн нефти. Наиболее эффективной технологией является технология КХДВ-СНПХ-9030. За 2007 год было обработано 11 скважин, дополнительная добыча нефти составила 3021 тонн, удельная технологическая эффективность на 1 обработку составила 274,6 тонн. (табл.9.1,рис.9.1.). Далее по эффективности идет технология закачки КПАС, за 2007 год обработано 4 скважины и подучено дополнительно 1092 тонн нефти, удельная технологическая эффективность составила 273 т/скв.обр. Впервые на турнейском ярусе Ново-Елховского месторождения была применена технология обработки термогазогенератором (СТГГ-80), в результате обработки 3 скважин дополнительно получено 835 тонн нефти, уд. технологическая эффективность метода составила 278,3 т/скв.обр.

Таблица 9.1 Показатели эффективности применения методов интенсификации на турнейском ярусе Ново-Елховского месторождения.

Рис. 9.1. Гистограмма эффективности применяемых методов интенсификации добычи нефти.

Менее эффективными технологиями явились технологии газоимпульсного воздействия и ДП+ТИМ. По методу ГИВ было обработано две скважины, дополнительно получено 223 тонны нефти, по методу ДП+ТИМ обработано 2 скважины и получено 201 тонна нефти (рис. 9.2.).

Рис. 9.2. Гистограмма распределение методов интенсификации по дополнительной добычи нефти.

Как видно из всех вышеприведенных диаграмм наиболее эффективной технологией по интенсификации добычи нефти на на турнейском ярусе Ново-Елховского месторождения является метод закачки КХДВ-СНПХ-9030. Данный метод является так же наиболее применяемой на данном объекте разработки. В результате применения метода прослеживается увеличение всех фильтрационно-ёмкостных параметров пласта, таких, как дебита нефти, коэффициента продуктивности, пластового давления. Так же улучшается скин-фактор и увеличивается параметра ОП (отношение фактической продуктивности к потенциально возможной) после обработки скважины.

Расчёт технологической эффективности применения метода КХДВ-СНПХ-9030 на на турнейском ярусе.

Ново-Елховского месторождения Методика прямого счета заключается в следующем:

В координатах «месячная добыча нефти — время» за нулевой отсчет времени принимают месяц на 1−2 года раньше месяца начала воздействия ОПЗ, т. е. в качестве ближней предыстории берут 12−24 месяца, причем за 12-й или 24-й месяц предыстории принимают месяц начала воздействия ОПЗ. На график наносят точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводят вертикальную черту через месяц начала воздействия. Далее определяют среднемесячную добычу нефти в период предыстории и проводят равную ей горизонтальную линию до пересечения с вертикальной чертой.

Затем период предыстории второй вертикальной чертой делят на два равных полупериода, каждый длительностью 6−12 месяцев. Таким образом, период предыстории превратился графически в квадратную диаграмму, в которой первый (а) и второй (б) квадраты расположены выше среднемесячной добычи нефти, а третий (в) и четвертый (г) ниже ее.

Для определения наличия тренда и его надежности предлагается использовать коэффициент ассоциации Юла:

где а, б, в и гколичество точек в соответствующих квадрантах.

Если больше 0,7, считают тренд установленным и достаточно надежным. Перебором вариантов с четным числом месяцев предыстории от 12 до 24 определяют вариант с максимальной величиной коэффициента ассоциации Юла, который берут за основу.

Далее определяют количественные показатели тренда. Для этого вычисляют среднемесячную добычу нефти за первые и вторые 6−12 месяцев предыстории, графическим или расчетным путем наносят прямую тренда до пересечения с первой вертикальной чертой (месяцем начала воздействия).

В точке пересечения определяют базовую среднемесячную добычу нефти и из нее проводят горизонтальную (параллельную оси времени) прямую на весь период истории. Таким образом, считают, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, что, естественно, занижает технологический эффект.

Разумеется, если динамика месячной добычи нефти в период предыстории имеет малый разброс точек (что редко бывает для малых участков) и представляет собой плавную кривую, то базовую месячную добычу нефти можно определить графическим и расчетным путем, но, в любом случае, во избежание завышения эффекта на большей части периода времени после воздействия базовая месячная добыча нефти должна быть постоянной.

По количеству и положению точек после начала воздействия ОПЗ относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляются качественный эффект и его динамика. Для количественного определения эффективности вычисляют среднемесячную добычу нефти от месяца начала воздействия до даты анализа, вычитают из нее базовую среднемесячную добычу и умножением на указанное число месяцев определяют дополнительную добычу нефти и ее долю ко всей добыче нефти после воздействия, а также удельный технологический эффект.

Таким образом, эта методика является одним из вариантов характеристик вытеснения, унифицированным во избежание произвола и субъективизма. Для того, чтобы оценить, за счет чего получена дополнительная нефть за счет интенсификации или за счет повышения нефтеотдачи, предлагается определять фактическую среднемесячную обводненность продукции за 12−24 месяца предыстории и за период после воздействия и сопоставлять их с расчетной базовой средней обводненностью после воздействия ОПЗ, используя для этого среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории и расчетную базовую среднюю добычу нефти.

Опыт применения этой методики «прямого» счета, когда используют совершенно не обработанные, не преобразованные данные из эксплуатационных карточек, показал, что в среднем такой подход дает величины технологического эффекта, как и следовало ожидать, более низкие, чем по характеристикам вытеснения, но близкие к нижнему пределу размаха их величин для статистики, включающей 5−10 участков.

Помимо «крестьянского» счета использование динамических рядов для прямой оценки эффективности ОПЗ иногда бывает возможным, если брать временный ряд текущего (лучше квартального) водонефтяного фактора. В любом случае динамические ряды дают дополнительную информацию, хотя чаще всего промежуточную, рабочую, а не конечную, выходную.

Определение эффективности КХДВ-СННПХ-9030 в скважине № 2603.

По эксплуатационной карточке добывающей скважины добыча нефти за 10 месяцев предыстории равна 729,6 и среднемесячная добыча в этот период 72,96. Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия. Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадрантную диаграмму, на которой в первом квадранте оказалось 2 точки, во втором 3 точек, в третьем 3 и в четвертом квадранте 2 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

Поскольку больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

Рис. 9.7 .Определение эффективности в скважине № 2603

Определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 5 месяцев (362,4) и вторые 5 месяцев (367,2) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (72,98) и вторую половину предыстории (73,4). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (80т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия).

Для количественной оценки эффективности по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу за 14 месяцев, после проведения метода, нефти 2002,2. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 143,01 т, больше базовой.

Вычисляем дополнительную добычу нефти.

т По аналогии произведем расчёт для остальных скважин, где применялся метод КХДВ-СНПХ-9030. Результаты расчётов приведены в табл. 9.2.

Таблица 9.2 Результаты расчёта технологической эффективности по методу прямого счёта.

Как видно из табл.9.2. метод прямого счёта показал, что все применяемые методы интенсификации процессов добычи нефти эффективны. По результатам расчётов дополнительная добыча нефти составила 20 537,24 тонн. По методу КХДВ-СНПХ-9030 дополнительная добыча нефти составила 8506,34 тонны, что является самым высоким результатом. Так же эффективен метод КПАС, по результатам расчётов дополнительная добыча нефти составила 3829 тонны. Менее всего добыто после воздействия методом СТГГ-80- 770 тонны дополнительной нефти. В целом можно отметить, что по всем применяемым методам положительная эффективность достигнута.