Файл: Кулиев Р.П. Опыт интенсификации разработки и эксплуатации морских месторождений и скважин.pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 24.07.2024

Просмотров: 134

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

то тогда, по-видимому, такую кривую можно

обработать

дифференциально, т. е. отдельно по зонам

или участ­

кам,

согласно

приведенной выше

методике

обработки

при

различных

условиях движения

жидкости.

& 13S7

Щ1

0.503 0,25360,0650 0,0531 ОЩОДМ ^часы J

Рис. 32. Кривая восстановления давления по скв. № 9 место­ рождения Кюровдаг (НГДУ „Ширваниефть"), снятая при

Рзаб < £ н а с > ^пл

По данной методике были обработаны кривые вос­ становления давления (при условии Я з а 6 < Рняс > Р п л ) фонтанных скважин НГДУ им. А. П. Серебровского и

H-fllgt)

Б в'

5S

 

 

 

 

 

5В

 

 

 

 

 

So

 

 

 

 

 

 

—

О

0.22

 

058

0,30 0,119 0,02 0,068 018

0,477 left жь<

Рис. 33. Кривая восстановления

давления по скв. № 126 место­

рождения

Кюровдаг

(НГДУ

„Шнрваннефть")

в координатах

Д

rt=/(Ig t),

снятая при

Рзаб<Ртс>

Рпл

so

Таблица 31

Результаты определения параметров пласта при нестационарной фильтрации газированной жидкости по предлагаемой методике

 

 

 

 

Параметры

криволинейного участка

 

 

Параметры прямолинейного участка

Месторож­

скважин

АР,

 

 

 

 

 

 

<

 

 

 

 

 

 

дения

атм

 

Р'

 

п'

 

 

ш

 

к,

Л-

Л,л,

АР,

 

 

 

 

нл

 

пл

 

 

дарса

дарса

атм

атм

атм

Песча-

111

26,2

1Д4

209,2

205,4

139,86

137,76

159,0

155,9

3,1

0,425

0,472

209,2

231,2

22,0

ный-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

море

132

30,1

2,54

207,5

184,3

53,76

45,66

136,0

116,8

19,2

0,323

0,359

207,5

214,4

6,9

НГДУ

Сере-

 

 

 

 

 

 

 

 

90,6

 

0,463

 

208,9

209,0

 

бров-

151

52,5

2,73

208,9

156,5

48,96

32,86

134,0

43,4

0,515

0,1

ского

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

174

32,2

1,49

200,8

176,9

98,26

85,76

146,1

128,2

17,2

0,336

0,360

200,8

209,1

8,3

 

179

4116

2,23

220,8

189,9

67,86

54,96

152,5

122,7

29,8

0,г00

0,219

220,8

226,4

5,6

 

189

41,1

0,86

225,6

186,5

207,76

168,76

178,2

145,3

32,9

0,412

0,438

225,6

227,6

2,0

„Шир-

126

53,0

0,225

807,0

740,0

266,31

244,20

60,5

55,0

5,0

0,00412

0,445

186,0

216,0

30,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ван-

 

 

 

 

135,0

45,54

44,55

87,4

83,2

4,2

0,0"0

0,115

259,0

261,0

2,0

нефть"

9

21,0

1,87

138,0

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

„Ширваниефть". Результаты обработки приведены в таблице 31, а кривые фонтанных скважин №№ 9 и 126 месторождения Кюровдаг соответственно представлены на рис. 32 и 33.

Приведенные здесь результаты определения пара­ метров фильтрации пласта описанным выше приемом хорошо соглгсуются с некоторыми ведущими парамет­ рами технологического режима работы фонтанных скважин, определенными на основе исследования сква­ жин гидродинамическими методами.

ГЛАВА IV

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ

ФОНТАННЫХ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПЕСЧАНЫЙ-МОРЕ ПУТЕМ ПОНИЖЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ

В предыдущих главах работы со всей очевидностью была показана целесообразность эксплуатации фонтан­ ных скважин на месторождении Песчаный-море при забойном давлении ниже давления насыщения и плас­ товом давлении выше давления насыщения (т. е. при

Рзаб *С Р\\ло. Рпл)-

Наряду с технологической целесообразностью при­ менения этого метода интересно выявить также и экономическую эффективность внедрения рассматривае­ мого метода интенсификации в указанных выше шести фонтанных скважинах месторождения Песчаный-море.

Ниже рассматриваются варианты определения эко­ номической эффективности эксплуатации фонтанных скважин при создании в залежи смешанного режима фильтрации флюида.

§ 1. Определение экономической эффективности от прироста добычи нефти

В результате применения смешанного режима экс­ плуатации (при Я з а 6 < Р и а с < Рпл) увеличивается количе­ ство добываемой нефти в единицу времени без допол­ нительных затрат.

fi«

83

Прирост

добычи

нефти

был

определен

по

указан­

ным выше 6 скважинам (№№ 111,

132, 151,

174,

179,

189)

за время

их эксплуатации

на

смешанном

режиме

(с 17

октября

1962

г. по 15

марта

1963 г.). Затраты

на

добычу нефти

определялись

как

с учетом

применения

предлагаемого метода, так и без него.

 

 

 

Применение смешанного режима эксплуатации сква­

жин

может

оказать

влияние

на

эксплуатационные

за­

траты по следующим статггм калькуляции, непосредст­

венно

зависящим от объема добытой нефти:

 

 

 

1) расходы на деэмульсацию нефти;

 

 

 

 

 

2)

расходы по перекачке и хранению нефти;

 

 

3)

расходы по

увеличению

отдачи

пласта.

 

 

Увеличение

объема

отбираемой жидкости

из

пласта

должно быть

компенсировано

соответствующей

закач­

кой

в

пласт

рабочего

агента.

Однако

 

в связи

с тем,

что

наш

расчет производится по ограниченному

числу

скважин,

принимается,

что суммарная

величина

зака­

чиваемого в пласт рабочего агента остается без

изме­

нения. Поэтому

поправка

по

этой

статье затрат

в на­

шем

расчете

не

учитывается.

Две

другие

статьи

расхода определены, исходя

из

средней

стоимости де-

эмульсацин, перекачки

и хранения 1 т нефти.

 

Статьи

расходов, на которые

применение

предлагае­

мого

метода

не

могло

оказать

влияния,

приняты пос­

тоянными

и определены на 1 отработанный

скважипо-

месяц.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

К

ним

относятся:

1)

зарплата

производственного

персонала и отчисления на социальное

страхование;

2)

амортизация

скважины;

 

 

 

 

 

 

 

3)

амортизация

прочих

О С Н О Е Н Ы Х

средств;

 

4)

цеховые

расходы.

 

 

 

 

 

 

 

 

Подсчет суммарного экономического эффекта от внед­ рения рассматриваемого метода интенсификации произ­

веден

по предлагаемой формуле:

 

где

Зт —эксплуатационные затраты при условии

рабо­

 

ты скважин на обычном режиме, руб.;

 

Зф—эксплуатационные затраты при условии

рабо­

 

ты скважин на смешанном режиме (при

Р з а В <

 

< Л . а с < ^ п л ) , р у б . ;

 

84

Qr—теоретическая

добыча нефти при условии ра­

 

 

боты скважин на обычном

режиме, т;

 

Рф—фактическая

добыча

нефти

при условии

рабо­

 

 

ты

скважин

на смешанном

режиме,

т\

 

—1 —промысловая

себестоимость добычи

1 Щ неф-

QT

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

—*

ти (работа скважин на обычном режиме);'

—промысловая себестоимость добычи 1 т нефти

<?Ф

(работа

скважин на смешанном

режиме).

 

 

 

В таблице

32

приведены необходимые данные для

расчета

по указанным

формулам.

 

Таблица

32

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Эксплуатационные затраты при

 

 

Статьи затрат

 

работе

скважин, руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

на обычном

на смешанном

 

 

 

 

 

 

 

режиме

 

режиме

Зарплата

производственного

персо­

 

 

 

 

 

нала и отчисления

иа социальное

 

 

 

 

 

страхование

 

 

 

 

6925

 

6925

Амортизация

скважин

 

 

55724

 

55724

Амортизация

прочих

основных

30327

 

30327

средств

 

 

 

 

 

 

 

Расходы по текущему

 

ремонту на­

 

 

 

 

 

земного

оборудования

 

4158

 

4158

Расходы на деэмульсацию нефти

5158

 

7870

Расходы

по перекачке

и хранению

 

 

 

 

 

нефти

 

 

 

 

 

 

2134

 

3257

Цеховые

расходы

 

 

 

10784

 

10784

 

 

 

Всего

затрат:

115210

 

119045

Промысловая

себестоимость

добычи

 

 

 

 

 

1 т нефти,

руб.

 

 

 

1,29

 

0,88

Суммарный

экономический

эффект в

рублях

при

условии

эксплуатации

6 скважин в

течение 149 дней

и смешанном

режиме составит:

 

 

 

 

 

3 = [1 руб. 29 коп.—0 руб. 88 коп.] = 135696 =55635 руб.

В результате исследований можно предположить, что рассматриваемые скважины смогли работать на установ­ ленном смешанном режиме еще 87 дней. Приняв это

85

Смотрите также файлы