Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

— эмпирический коэффициент, который определяется типом нефти; для

средневязких нефтей

(50—200

мПа-с)

Z=K20,

а для высоковязких (более

200 мПа-с)

Z»80;

—пластовая температура, °С.

Исходя из этих представлений, численное решение уравнения (VII.7) на-

ходим при граничных условиях:

первого рода Т{г

, х) = Г

= const;

дТ N

второго рода -

sr =

.—-

(VII. 12)

где h — толщина пласта.

Остальные краевые условия:

Г (г, 0) =7", = const,

7{оо, х) = Т„ — const, Ap(v) = const.

Численное

решение соответствующей краевой задачи получается конеч-

но-разностным методом с использованием неявной схемы. Система линейных

алгебраических уравнений решается методом прогонки.

Для примера определим технологические показатели стационарного элек-

тропрогрева на гипотетическом месторождении, которое характеризуется сле-

дующими условиями: глубина залегания продуктивного пласта

2000

м; тол-

щита пласта 20 м; коллектор — песчаник с температуропроводностью

0,004

/ч, объемной теплоемкостью 2,1 МДж/м

.°С, теплопроводно-

стью 2,33 Вт/ (м -°С); пластовая температура

30°С;

пластовое давление 9 МПа;

смолы и асфальтены

отсутствуют;

содержание парафина в нефти от 0,2 до

4"%; температура плавления парафина

60°С;

расстояние

между

скважинами

200 м

(#„=100

м); диаметр обсадной колонны 0,2 м (г

=0,1 м); объемная

теплоемкость жидкости 1,74 МДж/(м

-°С); продолжительность прогрева Дт

варьировала (см. табл. VII.1).

По

результатам пробных испытаний установлено, что парафинизация

призабойных зон происходит не везде, а только на отдельных

участках

(где

содержание парафина около 4%). Радиусы зоны парафинизации достигают

м. Соотношения проницаемостей окружающего пласта к зоне парафиниза-

ции

находятся в диапазоне от 6 до 15 (&/6

=6—15), удельные дебиты сква

жин

q колеблются от

0,005

до 0,05 м

/м-ч, а скважинная температура в про-

цессе обработки не превышает

170°С.

При более высокой температуре воз-

можно коксование нефти в скважине.

Промежуток времени от момента вступления скважин в эксплуатацию

до начала стационарного прогрева составляет от 0 до 6 мес (Дт.

=0—

180 сут). Вязкость нефти ц в пластовых условиях лежит в пределах от 150

до 300 мПа-с. Соответственно коэффициент Z составляет 20 и 80.

Для прогрева используется специально созданная установка, имеющая

-станцию управления и трансформатор как на ЭЦН, а также 2100 м кабеля

КПБК

3x16 и электронагреватель, мощность которого регулируется от 30

до 88 кВт. Прежде всего определим

требуемое

напряжение на вторичной об-

мотке трансформатора и мощность установки в целом для такого электро-

нагревателя.

Сопротивление жилы кабеля по паспортным данным <о

=2,3 Ом. Сопро-

тивление фазы нагревателя <в

ф=4,9 Ом. Напряжение на вторичной обмотке,

определенное по формуле (VII.2), для ^=30 кВт и JV

=88 кВт.

l/зОООО ^^+2-2,3 + ^-)

=479В

301

Общая мощность установки определяется по формуле (VII.6)

9 2 3 (479)

30000

+ 3(2,3 +4.9)»

=60

5 кВт

9 2 3* (82(Л

Л/

гу

= 88 000 +

(2,'з + 4,9)

177

кВт

Коэффициент

полезного действия установки

j\=N

,=N

=30/60,5=0,49.

Рассмотрим следующие возможные расчетные варианты прогрева

ТАБЛИЦА

VII.1 ОСНОВНЫЕ

ТЕХНОЛОГИЧГСКИЕ

ПОКАЗАТЕЛИ

СТАЦИОНАРНОГО

ЭЛЕКТРОПРОГРЕВА

ДЛЯ HF

КОТОРЫХ

ВАРИАНТОВ

РАСЧЕТА

180

N/h.

кВт/ч

1,46

2,19

2,92

2,19

м*/мч

0,01

0,02

0,01

0,02

0,01

0,02

klk

Дт, ч

721

491

731

721

491

691

591

721

431

551

-т,

115

107

152

156

200

211

148

187

193

241

, м

1,2

0,6

1,5

1,6

1,1

1,7

2,4

1,2

2,2

660

300

400

491

320

400

500

240

360

1. Отложения парафина

отсутствуют,

и дебит изменяется только вслед-

ствие изменения вязкости.

2,Л

2,0

1,Л

•у

т,сут

Рис.

VII.8. Изменение относи-

тельного дебита Q* (отношение

текущего дебита при прогреве к

дебиту

непрогреваемой скважины)

при

граничном условии 1-го рода:

2 — Z-SO; 3 — Z-20.

Удельный

де-

бит в

момент

пуска

<7о—0,005 м'/м

•

ч.

Соотношение

проницаем

остей

*/*„—6;

—

прогрев

начат

через

три

месяца

после

начала

эксплуатации;

2 и 3 —

прогрев

начинается

одновременно

с на-

чалом

эксплуатация

302

2. Отложения парафина имеются,

начало прогрева или совпадает с пус-

ком

скважины в эксплуатацию, или на-

чинается спустя некоторое время после

пуска (табл. VII.1).

Дебит непрогреваемой скважины

уменьшается за счет роста радиуса зо-

ны

парафинизации (рис. VI 1.8). Асим-

птотическая величина относительного

дебита достигается через г

7—30

сут.

примерно одинакова для обоих типов

граничных условий. При граничных

условиях любого типа эффективность

прогрева при высоковязких нефтях со-

ставляет Z = 80, а при средневязких

Z=20.

Термоакустическое

воздействие

Термоакустическое воздействие на

призабойную зону скважины заключа-

ется в совместном облучении пласта

мощными

тепловыми и акустическими

полями.

При одновременном распростра-

нении

в пористой среде указанных полей возникает ряд эффектов, способ-

ствующих существенному увеличению эффективной температуропроводности

интенсификации притока нефти из пласта в скважину. Термоакустический

метод был впервые предложен в Советском Союзе.

Метод этот многоцелевой и, помимо многократного (до 8 м) увеличения

радиуса прогретой зоны, способствует интенсивному разрушению и выносу

из

пласта парафина, бурового раствора и его фильтрата, гидратов газа и

некоторых солей.

В соответствии с этим для термоакустического воздействия пригодны

месторождения, содержащие вязкие, парафинистые и асфальтосмолистые неф-

ти.

Характеристика нефтей может быть аналогичной указанной выше.

Радиус зоны со сниженной нефтепроницаемостью из-за образования

асфальтосмолистых и парафиновых

отложений, а также проникновения

воды, бурового раствора и его филь-

трата или образования гидратов га-

за и некоторых солей достигает 8 м.

При

выборе отдельных скважин для

воздействия

следует

руководство-

ваться следующими соображениями.

Толщина

пласта должна быть не

менее 3 м. Пластовое давление до

25 МПа. Пластовая температура до

60°С.

Обводненность продукции до

60%. При большей обводненности

продукции экономические показате-

ли обработки

ухудшаются.

Коллек-

тор должен быть механически проч-

ным

при пористости не ниже 5%.

Глубина скважины до

2500

м. Де-

бит скважины до обработки подби-

рают таким образом, чтобы дву-

кратное увеличение добычи обеспе-

чивало экономическую целесообраз-

ность воздействия. Выбранная скви-

жина должна быть расположена на

расстоянии

не менее 50 м от фронта

нагнетания,

иначе в

результата

об-

работки возможен прорыв воды

скважину.

Для обработки призабойной зо-

ны

используется комплекс аппара

туры', который состоит из назем-

ного ультразвукового генератора

с блоком автоматической подстрой-

ки

частоты (от 15,5 до 23 кГц), ли-

нии

питания, в качестве которой

используется кабель

К.ПБК,

и секци-

онного

термоакустического излуча-

теля из пермендюра (сплав железа

с кобальтом с содержанием кобаль-

та 49%). Электроакустический

к.

п. д. достигает 40%. Излучатель

спускают на колонне насосно-ком-

прессорных

труб

или кабеле-тросе.

При

использовании указанной

г,и

Рис.

VII.9. Продолжительность об-

работки нефтенасыщенного песчани-

ка

в зависимости от радиуса зоны

воздействия:

1—4

—

удельная тепловая мощность

1,5

кВт/м; 5—8

— то же, 3

кВт/м;

/, 5 и 2,

—

акустическая интенсивность

кВт/м

при

частотах

20 кГц и 10 кГц

соответст-

венно;

3, 7 к 4, 8—

акустическая интен-

сивность

кВт/м

при

частотах

20 кГц и

кГц

соответственно

180 •

100

'20 •

установки

радиус термоакустическо-

Рис.

VII.10.

Продолжительность об-

работки водонасыщенного песчаника

зависимости от радиуса зоны воз-

действия (обозначения см. на рис.

VII.9)

Установка создана предприятиями Министерства электротехнической

промышлен-

ности

совместно с

ВНИИЯГГ

ВНИИ.

Радиус

прогрева

соответствует положению изотермы плавления варафиносмоли-

стых

отложений.

303

го воздействия, который совпадает с радиусом прогрева, достигает 8 м от

ствола скважины. Кроме описанной установки имеется аппаратура ', создан-

ная

специально для борьбы с солеотложениями в скважине и призабойной

зоне.

Она содержит наземный генератор мощностью 10 кВт при частотах

от 10 до 20 кГц, кабель

КПБК

и термоакустический излучатель из пер-

мендюра.

основным технологическим показателям воздействия относятся- про-

должительность обработки, температура в скважине и радиус зоны прогрева

(воздействия). Радиус зоны прогрева (воздействия) задается в соответствии

с размерами зоны с пониженной проницаемостью вокруг скважины Продол-

жительность обработки определяется по графикам (рис.

VII.9-VII.il)

в за-

висимости от принятого радиуса прогрева (воздействия), типа коллектора

насыщающей среды, а также технической характеристики термоакустическо-

го излучателя.

100

250

°С

200

150

100

0,5

1,0

1/'

— —

5 г,м

Рис.

VII.11. Продолжительность об-

работки заглинизированного пласта

зависимости от радиуса зоны воз-

действия (обозначения см. на рис.

VII.9)

Рис.

VII.12. Изменение избыточной

скважинной

температуры от радиуса

зоны

воздействия в нефтенасыщен-

ном

песчанике:

1—4

—

удельная тепловая мощность

1,5

кВт/м;

5—S —то же, 3

кВт/м;

/, 5 и 2

в —

акустическая

интенсивность

KBT/M

при

частотах

20 кГц и 10 кГц

соответст-

венно;

3, 7

4, 8 — то же, 60

кВт/м

при

частотах

20 кГц и 10 кГц

соответственно.

Положение радиуса прогретой зоны (рис.

VII.12—VII.14)

к моменту вво-

да скважины в эксплуатацию после обработки (с учетом остывания пласта

при

спуско-подъемных операциях) определяется по графику (см. рис. VII.6),

а изменение дебита скважины в результате обработки — по формуле (VII.4)!

Например,

определим параметры термоакустического воздействия для

гипотетического месторождения, которое характеризуется следующими усло-

виями:

глубина залегания продуктивного пласта 1000 м; толщина пласта

5 м; коллектор представлен нефтенасыщенным песчаником с температуропро-

водностью

0,0018

/ч; пластовая температура

20°С;

пластовое давление

9 МПа; суммарное содержание парафиносмолистых компонентов — 6% вес;

температура плавления парафиносмолистых веществ

60°С;

расстояние между

скважинами 150 м (/?

=75 м).

т>иймй?-т-

рура

^ Р

аз

РДботана Уральским политехническим институтом совместно

БНИИЯ1

ом и

СибНИИНП.

304

Л7\°С

140

100-

г, м

По

результатам пробных испы-

таний

на месторождении установле-

ны

отложение парафиносмолистых

компонентов

и снижение нефтепро-

ницаемости на расстоянии 4 м [т

м). Соотношение проницаемо-

стей окружающего пласта и в зоне

с ухудшенной нефтепроницаемостью

равно 6 (kJJt

=&). Удельный дебит

скважины

= О,О41 м

/м-ч, р =

—800

кг/м

Для обработки используется

установка с излучателем, имеющим

удельную

тепловую мощность

3 кВт/м и акустическую интенсив-

ность 40 кВт/м

при частоте 20 кГц.

Продолжительность спуско-подъем-

ных операций после обработки со-

ставляет 28 ч. Исходя из принятого

радиуса воздействия г

— 4 м по гра-

фику

(см. рис. VII.12, кривая 5)

определяем продолжительность обработки, равную 28 ч. Избыточную тем-

пературу скважинной жидкости определим по графику (рис. VII.12, кри-

вая 5); она составляет

70°С.

С учетом начальной пластовой темпеоатуоы

=20°С, Т

= 70+20 =

90°С,

ДГ,С

180

100

Рис.

VII.13. Изменение избыточной

скважинной

температуры от радиуса

зоны

воздействия в водонасыщенном

песчанике (обозначения см. на

рис.

VII.12)

Рис.

VII.14. Изменение избыточной

скважинной

температуры от радиуса

зоны

воздействия в заглинизиро-

ванном

пласте (обозначения см. на

рис.

VII.12)

т, сут.

Рис.

VII.15. Изменение

дебита скважины после

термоакустической обра-

ботки

Положение радиуса прогретой зоны (изотермы

60°С)

к моменту ввода

скважины в эксплуатацию после обработки (с учетом остывания пласта при

спуско-подъемных работах) определяется по графику (рис.

VII6)

следую-

щим

образом.

Безразмерное время, соответствующее моменту ввода скважины в экс-

плуатацию после обработки,

ах

0,0018.28

F° = -р~= 4* =0,003.

305

Безразмерная

температура, соответствующая

60°С,

Г-Г

60-20

Гс-Г, =

90-20

Положение

изотермы

60°С

определяется из графика (см. рис.

VII.6)

точке, соответствующей Fo=0,003 и

(1—

8)=0,43.

Приближенно оно соот-

ветствует

(0)=0,9/'н=0,9-4=3,6 м. Таким образом, к моменту пуска сква-

жины

в эксплуатацию радиус прогретой зоны составляет 3,6 м.

Изменение

дебита скважины после обработки во времени определяем по

формуле (VII.4). Данные для расчета следующие:

£/£

=6,

=4 м;

Я„=75

м; /-0=0,075 м; г

(0)=3,6 м;

-5=0,2

/ч=к5

/сут.

Эффект

от обработки, полученный в результате графического интегри-

рования

кривой (рис. VII.15), составил 1000 м

. Продолжительность

эффек-

та 60 сут.

Циклическая

паротепловая

обработка

Циклическая

паротепловая обработка заключается в том, что в специ-

ально оборудованную остановленную скважину по насосно-компрессорным

трубам нагнетают насыщенный

сухой

пар в количестве от 1000 до

3000

т.

Скважину

герметизируют и выдерживают до полной конденсации пара в пла-

сте, затем возобновляют эксплуатацию. Радиус прогретой зоны при этом до-

стигает 30 м. Продолжительность остывания прогретой зоны составляет

2—3 мес.

Применение

циклической паротепловой обработки целесообразно на ме-

сторождениях, расположенных на глубине до 1500 м, с высоковязкими (бо-

лее 50 мПа-с) нефтями. При этом соотношение вязкостей в пластовых усло-

виях и при температуре насыщенного пара, соответствующей текущему пла-

стовому давлению, должно быть не менее 2—3. Объектами применения

могут

быть также маловязкие нефти с высоким содержанием парафина и асфальто-

смолистых компонентов (более 4%), причем радиус парафиноемолистых отло-

жений

в призабойной зоне превышает 8 м. Если радиус этих отложений

меньше 8 м, то экономически целесообразнее применять электротепловой,

термоакустический или электромагнитный методы.

При

выборе скважины необходимо руководствоваться следующими ре-

комендациями.

Толщина пласта должна быть более 5 м. При меньшей тол-

щине

теплопотери в кровлю и подошву

будут

весьма значительными, а

коэф-

фициент

теплоиспользования невысок.

Текущее пластовое давление должно быть не менее чем в

1,5—1,7

раза

ниже

рабочего давления применяемой установки для получения пара.

Обводненность продукции до обработки не должна превышать 60%. Сле-

дует

учесть, что при высокой обводненности продукции количество дополни-

тельной нефти и эффективность обработки уменьшаются.

Коллектор

должен быть прочным, поскольку паротепловое воздействие

может вызвать его разрушение. В коллекторе не должно содержаться зна-

чительного количества глинистых включений, так как при воздействии паром

может произойти набухание глин и снижение нефтепроницаемости. При вы-

боре скважин особое внимание

следует

обращать на их техническое со-

стояние.

основным технологическим показателям паротепловой обработки отно-

сятся:

темп нагнетания, продолжительность нагнетания пара и периода «про-

питки» или выдержки скважины после нагнетания.

Исходя из необходимости обеспечения наименьших тешюпотерь в кров-

лю и подошву пласта,

следует

применять максимально возможный темп на-

гнетания.

В то же время этот темп не должен выходить из рамок экономи-

ческой

целесообразности и его

следует

определять в зависимости от произ-

306

водительности источника пара и приемистости скважины. Продолжительность

обработки определяется исходя из задаваемых темпов нагнетания и разме-

ров паровой зоны. Продолжительность обработки определяют по номограмме

(рис.

VII.16):

f = '

скРск

Д7-

(VIF.13)

где т — пористость пласта, доли единицы; С

ск

— теплоемкость скелета пла-

ста, Дж/(кг-°С); рсн — плотность скелета пласта, кг/м

; р

— плотность па-

ра, кг/м

; а — скрытая теплота парообразования, Дж/кг; АТ

=Т

—То —

избыточная температура пара, "С; 7"

— температура пара, °С.

157»

12«0

»44

71*

472

.364

263

495

JOO

300

200

100

7.4

Рис.

VII.16.

Номограмма для-

«'„ определения продолжительно-

сти нагнетания пара при цик-

лическом паротепловом воз-

действии:

—

удельный расход пара;

?'„"•

—<7

/А, кг/(м-ч),

ф —

коэффициент,

характеризующий теплосодержание

пласта;

х —

продолжительность

на-

гнетания,

сут,

—радиус паровой

зоны,

Положение радиуса прогретой зоны определяется по формуле

(VII.14)

где ДГ

=7'н—7"о — избыточная температура на границе зоны прогрева;

/я* д / q*

(~2~»

н1,

1~2—>

п1-неполные гамма-функции; е

fCr\/4lz,

рСг

/4Хт

— безразмерные функции в[емени, соответстЕенно для паровой и

прогретой зон; q*

= ~а~Г— безразмерный

расход

пара; Т

— минимальная тем-

пература, которая

соответствует

экономически целесообразной эксплуатации

скважины на повышенном дебите после прогрева, °С; С — объемная тепло-

емкость пласта, Дж/(м

-°С); С

— объемная теплоемкость воды, Дж/(м

-°С);

р — плотность коллектора, кг/м

307

._:

Дано

—^

•?

IXO)

дано /1

дано

Продолжительность выдержки скважины (конденсации пара) после на-

гнетания

пара

где Т

— температура конденсации пара при начальном (до обработки) пла-

стовом давлении,

С.

Изменение

дебита скважины после циклического паротеплового воздей-

ствия рассчитывают по формулам (VII.4) и (VII.11). При этом продолжи-

тельность эксплуатации на повышенном дебите

Fo=wln-^,

(VII.16)

пХг

где а>= ,

—-^——безразмерная величина, характеризующая дебит скважины;

Fo=4Xot/C

—параметр Фурье; С

— объемная теплоемкость окружающих

пород, Дж/(м

-°С);

Ко

— теплопроводность окружающих пород, Вт/(м-°С);

— объемная теплоемкость пластовой жидкости, Дж/(м

-°С); Q

— осред-

ненный

по избыточной температуре в пласте дебит скважины, м

/ч,

ДГ

=7-„—Г

Например,

определим технологические показатели циклического паротеп-

лового воздействия на месторождении с глубиной залегания 500 м, расстоя-

нием

между

скважинами 150 м

=75

м), коэффициентами теплопровод-

ности

k=2,2

Вт/(м°-С)

и теплоемкости С=1,9 МДж/(м

-°С) коллектора-пес-

чпника,

коэффициентами теплопроводности А,о=1О

Вт/(м-°С)

и теплоемкости

С(=1,9

МДж/(м

3>о

С) окружающих пород; коэффициентами теплоемкости

скелета пласта С

ск

=1,25 кДж/(кг-°С) и пластовой жидкости С

=3,5

МДж/(м

-°С); плотностью скелета пласта р

к=2100 кг/м

; начальной

(до обработки) пластовой температурой 7"о=4О°С, пластовым давлением

4,9 МПа; толщиной пласта Л=20 м; пористостью пласта

т=0,3;'

вязкостью

беспарафинистой нефти в начальных пластовых условиях (до обработки)

ц=300

мПа-с, причем 2=80, дебитом жидкости до обработки

Qo=l

м'/сут.

По

результатам пробных испытаний остаточная водонасыщенность в па-

ровой зоне равна 0,2. Снижения нефтепроницаемости при эксплуатации не

происходит. Для обработки используется передвижной парогенератор произ-

водительностью (7п=9ООО кг/ч. Давление нагнетания 9,91 МПа при темпера-

туре

насыщенного пара Г

=310°С. Температура конденсации водяного пара

при

начальном пластовом давлении Гк=263°С. Плотность пара р

=54,6 кг/м

, а скрытая теплота парообразования а=1,32 МДж/кг. Теплоем-

кость водяного конденсата С

=4,19 МДж/(м

-°С). Минимально допустимая

температура, при которой эксплуатация скважины может еще проводиться

на

повышенном дебите, Г

=60°С.

Определим технологические показатели обработки, исходя из необходи-

мости создания паровой зоны на расстоянии 15 м от стенки скважины г„=

15 м. Для расчета по номограмме (рис.

VII.16)

определяется удельный

расход

пара

^п

-у

"20"

3=450кг/м

ч>

(1—0,3)-1,25-10'-2100(310

—40) 1

<р

= я 0,3-54,6+-

1|32-1()6

—

J =

1232

кг/м

По

этим данным находим, что продолжительность нагнетания пара со-

ставляет 24 сут.

Радиус г„ прогретой зоны (положение изотермы

60°С)

определяется сле-

дующим образом. Сначала определяют безразмерные параметры:

308

4-2,2-3,6-10"-24-24

450-4,19-10'-

2л2,2-3,6-10*

4504,1910

2223610*

где

3,6-10

—переводной коэффициент (1 Вт-ч=3,6-10

Дж).

Значение неполной гамма-функции Г(<7*„/2, е

)=Г(18,9; 23,4); Г(18,9;

23,4) =

1,85Г(18,9);

Г(18,9)—полная гамма-функция.

Из

(VII. 14) определим

Г(18,9; е.)=

310-40

1.85Г(18,9).

Этому значению неполной гамма-функции соответствует е

=30,4.

Определяем радиус прогретой зоны:

4X^7

-7Г—К

4X^7

/4-2,2-3,6-10

-24-24-30.4

-7Г—К

Г9Л0*

=17

1м

Таким

образом, изотерма

60°С

находится на расстоянии 17,1 м от ствола

скважины. Продолжительность выдержки (конденсации пара) определяется

из

(VII. 15):

1,3'-10*(54,6)'(0.3)'(15)'

2,2-3,6-

Ю'(310—

263)2100

-242 ч =к8 сут.

Затем можно приступать к спуску скважинного оборудования и возоб-

новлению эксплуатации.

Изменение

дебита скважины после обработки определяют по (VII.4),

а изменение вязкости в зависимости от температуры по (VII.11).

Исходные данные для расчета изменений дебита по формуле (VII.12):

k/k

=l; r

=0,075 м; R

=75 м; ц=113 мПа-с; г

=17,1 м; Q

/сут.

Расчетные вязкость и дебит следующие:

Температура, °С 40 100 150 256

Вязкость, мПа-с 300 90 69 56

Дебит жидкости, м'/сут 1,0 2,2 2,53 2,8

Средний в интервале температуры от 40 до

260°С

дебит скважины, опре-

деленный графическим интегрированием этой зависимости, равен Q

1,95

/сут

(0,081 м

/ч). Теперь из (VII.16) определяем продолжительность

работы скважины на повышенном дебите до пластовой температуры Г

=60°С:

к2,2-3,6-10417,1)'

*°—

20-0,081-3,5.10

-I'

Fo = 1,28 In

QQ~

=3,08.

Отсюда

h'Fo

1,9- 10

(20)

*•

3,08

,„„

рг

„„

= 4Х

4-10-3,6-10'

16255

•

Тогда эффективность обработки

SQ=(Q.p—Qo)T=

(1,95—1,0)677=643 м».

309

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ

ЭКОНОМИЧЕСКОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ

Для прогноза экономической эффективности применения теплофизических

методов воздействия необходимы следующие данные:

1. Объем дополнительно добытой из объекта нефти после проведения

обработки за полный период эксплуатации скважины на повышенном дебите.

2. Дополнительные капитальные вложения, связанные с проведением об-

работки.

3. Себестоимость нефти, дополнительно добытой без проведения обра-

ботки.

Дополнительные капитальные вложения состоят из стоимости установок

оборудования, необходимых для проведения обработки, включая издержки

на

их доставку и монтаж. При определении капитальных вложений учиты-

вается также пополнение оборотных фондов (если эта величина значи-

тельна).

Дополнительные эксплуатационные затраты состоят из расходов по про-

ведению обработки 3i и затрат по извлечению дополнительной нефти в те-

кущем

году

В состав затрат, связанных с обработкой, включаются расходы по под-

готовительно-заключительным работам по скважине (включая ее исследова-

ние)

и расходы по проведению соответствующих работ, связанных с ее об-

работкой.

Подготовительно-заключительные работы включают подготовку скважи-

ны

к обработке и пуск ее в эксплуатацию после обработки, переезд подъем-

ника

к скважине (и обратно), подъем (спуск) штанг,

труб,

заключительные

работы после подъема (спуска)

труб,

шаблонирование, исследование сква-

жин

до и после обработки (вызов и проезд бригады, работа агрегата).

Непосредственно сама обработка связана с затратами на вызов и проезд

соответствующей установки, электроэнергию, материалы и

другие

необходи-

мые компоненты, а также на амортизацию оборудования.

Эксплуатационные затраты по обработке

где 3, — эксплуатационные затраты на обработку, руб.;

ari-f-^i

— затраты

на

подготовительно-заключительные работы по скважине, руб.; а — стоимость

часа работы бригады подземного ремонта, руб.; Ti — время работы бригады,

ч; Pi — транспортные расходы по переезду подъемника к скважине и обрат-

но,

руб.; бтН-Лг — затраты на исследование скважин, руб.; б — стоимость

часа работы бригады по исследованию скважины, руб.; Тг—время работы

бригады, ч;

Р%

— транспортные расходы по вызову и переезду

агрегата

(

АКН \

Ь +

gygQ

I x

— затраты на монтаж и демон-

таж оборудования, необходимого для проведения обработки, руб.; b — стои-

мость часа работы бригады, обслуживающей

агрегат,

руб.; Тз — время работы

этой

бригады, ч; \К — стоимость установки, руб.; Н — годовая норма амор-

тизационных отчислений на восстановление и капитальный ремонт, %; Рз —

транспортные расходы по переезду установки для проведения обработки

скважине и обратно, доставке реагентов и необходимых материалов, руб.;

DXA

— затраты непосредственно на обработку; Т4 — время проведения обра-

ботки,

ч; D — стоимость 1 ч проведения обработки, руб.

Расходы по проведению воздействия определяются с

учетом

всех

начис-

лений,

действующих коэффициентов и надбавок.

Затраты по извлечению дополнительной нефти, получаемой в

результате

обработки, состоят из расходов на извлечение ее на поверхность, перекачку

хранение, технологическую подготовку нефти и дополнительных затрат,

связанных с обработкой простаивающих скважин. При разработке месторож-

дений с поддержанием пластового давления добавляются затраты на закач-

ку рабочего агента в пласт.

31в