. (9)

Таким образом, технологические эффективности новых технологий к естественному режиму определяются по формулам:

, (10)

, (11)

, (12)

, (13)

(14)

(i = ВГВ, ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП, ТЦВП-УЭ).
Формулы (10)–(14) определяют суммарную накопленную технологическую эффективность технологий. Годовые показатели технологической эффективности определяются как разности накопленных показателей. В (10)–(14) используются накопленные значения нагнетания вытесняющих агентов по технологиям — . Как следует из формулы (11), при таком подходе технологический эффект от ИДТВ продолжает иметь место и после прекращения закачки по данной технологии. С точки зрения механизма действия термических методов это правильно, поскольку оторочка теплоносителя, созданная в пласте за счет ИДТВ, срабатывает не мгновенно, а в течение долгих лет, как это обосновано в патенте на технологию. Поэтому эффект от ИДТВ существует, но он на Гремихинском месторождении "размазан" по другим действующим технологиям. Однако в ОАО "Удмуртнефть" эффект от ИДТВ считается прекратившимся с окончанием закачки по данной технологии. Поэтому при определении годовых эффектов технологий распределяется следующим образом:

, (15)

, (16)

, (17)

где

2300 тыс. т  — накопленная закачка в режиме ИДТВ в зоне технологии ИДТВ(П),

---

тыс. т — накопленная закачка в режиме ИДТВ в зоне технологии ТЦВП-УЭ.

Можно оценить и технологическую эффективность технологий относительно друг друга

, (18)

, (19)

, (20)

, (21)

. (22)

К достоинствам методики относятся:

• 
  единый принцип определения эффективности для всех технологий;
  
• 
  простота, не нужно выделять для отдельных технологий области реагирования;
  
• 
  учет интерференции (накладки технологий) в пределах ОПУ.
  

Естественно, методика не исключает дифференцированного подхода к оценкам технологической эффективности термических методов на различных участках залежи. Результаты расчетов за 2003 год представлены в таблице 7. Приведены данные технологической эффективности новых методов к естественному режиму, к ВГВ и относительно друг друга. В принципе, новые технологии термического воздействия ИДТВ(П) и ТЦВП должны иметь единую базу сравнения, а именно известный термический метод ВГВ.

Технологические эффекты этих технологий относительно ВГВ за 2004 год составляют:

ИДТВ(П) к ВГВ — 16,5 тыс. т;

ТЦВП-УЭ к ВГВ — 29,3 тыс. т.

Если в качестве базы сравнения принимать предшествующую технологию, то за 2003 год будем иметь следующую эффективность:

ИДТВ(П) к ИДТВ — 10,5 тыс. т;

ТЦВП-УЭ к ИДТВ(П) — 12,6 тыс. т.

На наш взгляд, этот подход не совсем корректен, поскольку технологии ставятся в неравные условия по базам сравнения.

Таблица 7

Расчет дополнительной добычи нефти по Гремихинскому месторождению за 2004 г.

Технология	КИН при закачке агента в объеме 2Vпор	Накопленная дополнительная добыча на начало года, тыс. т	Накопленная дополнительная добыча на конец года, тыс. т	Накопленная закачка на начало года, тыс. м3	Накопленная закачка на конец года, тыс. м3	Дополнительная добыча за год к ЕР, тыс. т	Дополнительная добыча за год к ВГВ, тыс. т	Дополнительная добыча за год к ИДТВ, тыс. т	Дополнительная добыча за год к ИДТВ(П), тыс. т
ВГВ	0,364	5010,4	5525,0	5220,5	5768,8	126,1
ИДТВ	0,377	932,1	1061,8	6246,6	6246,6	0,0	0,0
ИДТВ(П)	0,4	1607,4	1786,2	7652,7	8317,7	183,4	16,5	10,5
ТЦВП	0,41	126,4	126,4
ТЦВП-УЭ	0,427	1061,0	1267,1	2339,7	2876,4	198,9	29,3	23,3	12,6
Итого		8737,3	9766,9	21459,5	23209,5	508,3

---

2.5. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

Разбуривание залежи начато с июня 1981 года со вскрытием объекта разработки по равномерной треугольной сетке с расстояниями между скважинами 173 х 173 м. Паронагнетательные скважины, имеющие специальную конструкцию, входят в данную (треугольную) сетку, но таким образом, что при переводе их под закачку агента формируется 7-точечные обращенные элементы воздействия. Устья добывающих и паронагнетательных скважин размещены по кустам. Таким образом, практически все скважины являются наклонно-направленными с максимальным удалением забоя от устья до 360 м (в исключительных случая при разбуривании принималось большее удаление).

Плотность сетки скважин составляет:

- для полного фонда скважин - 2,45 га/скв.

- Только для фонда добывающих скважин-3,68 га/скв. Удельные запасы нефти (Начальные балансовые, утвержденные ГЗК), приходящиеся на одну скважину полного фонда равны 85,5 тыс. т. и только добывающего фонда - 119,4 тыс. т. Аналогично удельные извлекаемые запасы соответственно равны 29,1 и 40,6 тыс. т. на скважину.

Вскрытие продуктивного объекта бурением до 1985 г. осуществлялось ниже ВНК до 21 м и после 1985 года было установлено ограничение вскрытия водоносного бассейна. Так например, добывающие скважины ниже ВНК на 4-16м и паронагнетательные - без вскрытия ВНК (выше ВНК на 2 - 4 м). По состоянию на 01.01.2002 г. на залежи пробурено:

- 916 скважин общего фонда, в том числе:

- 547 - добывающих

- 219 - паронагнетательных специальной конструкции

- 40 - вспомогательных.

Для данной залежи предусмотрен резервный фонд скважин для бурения скважин-дублеров, оценочных скважин для изучения состояния выработки запасов нефти и вспомогательных скважин.

Паронагнетательные скважины после бурения временно вводятся в эксплуатацию как добывающие. Продолжительность их эксплуатации регламентируется минимально допустимым снижением пластового давления в зонах дренирования (до 7-8 мПа согласно обоснования технологической схемы [1]) и состоянием общепромысловой технической подготовленности по производству и транспорту теплоносителя к скважинам. Уровень дренирования объекта паронагнетательными скважинами до перевода их под

---

закачку агента характеризуется следующими фактическими показателями за истекшую историю разработки:

- добыча нефти, приходящаяся на одну скважину от 0,1 до 30т.

- средняя продолжительность эксплуатационного периода, приходящаяся на одну скважину 2,5 года

По состоянию на 01.01.2002 года фонд скважин характеризуется
следующим образом:
1. Количество пробуренных добывающих скважин, 603, в том числе:

- действующих 470

- в бездействии 11

-ликвидированных 10

- в консервации 141

- передано под контрольные 1
Количество пробуренных нагнетательных скважин, - 219, в том числе:

- под закачкой 103

- в эксплуатации на нефть 83

- в б/д консервации 10/17

- ликвидированных 6

Низкие величины проницаемости коллекторов (среднее значение порядка 171 мД) и высокая вязкость пластовой нефти (90,2-182 мПа-с) обусловили низкий дебит добывающих скважин.

Обводнение происходит нижней водой и водой от закачки. Способствуют обводнению высокие вязкостные свойства нефти. Так из 576 скважин, работающих с водой, 190 скважин имеют более 90% обводненности. Распределение скважин по обводненности в целом по залежи А4 приводится в таблице № 7,8

Распределение действующего фонда скважин Гремихинского месторождения по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2002г. приводится в таблице№ 9,10

С помощью параметров разработки зоны реагирования на 01.01.2004г., приведенных в таблице № 11 , можно сделать вывод, например, что добыча в зоне реагирования в несколько раз больше, чем вне зоны реагирования. Это обусловлено влиянием теплоносителя (3.5т/сут. против 1.5т/сут.)

По состоянию на 1.01.2002г. в паронагнетательном фонде находится 125 скважин, из них 89 скважин работают в режиме ТЦВП, 22 скважины - в режиме ИДТВ (п), 14 скважин - в режиме ВГВ, Четыре скважины 840, 843, 852 и 872 ликвидированы по техническому состоянию э/к. В зоне реагирования находится 653 скважины, 444 из которых находится в действующем добывающем фонде.

Таблица 7

Распределение добывающего фонда скважин Гремихинского месторождения по проценту обводненности на 01.01.2004 г.

	% воды объемный
	=0	<=10	10-20	20-30	30-40	40-50	50-60	60-70	70-80	80-90	>90
	Вне зоны реагир. ПТВ
СКВ.	0	3	40	42	7	5	2	3	8	17	37
%	0,0	1,8	24,2	25,5	4,2	3,0	1,2	1,8	4,8	10,3	22,4
	Зона реагирования ПТВ
СКВ.	4	16	54	80	34	15	15	14	22	108	279
%	0,6	2,5	8,3	12,3	4,7	2,3	2,3	2,1	3,4	16,5	42,7
	По месторождению в целом
СКВ.	4	19	94	122	38	20	17	30	30	125	316
%	0,5	2,3	11,5	14,9	4,6	2,4	2,1	2,1	3,7	15,3	38,6

---

Таблица 8

Распределение действующего фонда скважин Гремихинского месторождения по проценту обводненности на 01.01.2004 г.

	% воды объемный
	=0	<=10	10-20	20-30	30-40	40-50	50-60	60-70	70-80	80-90	>90
	Вне зоны реагир. ПТВ
СКВ.	0	3	39	42	6	5	2	2	7	15	И
%	0,0	2,3	29,5	31,8	4,5	3,8	1,5	1,5	5,3	11,4	8,3
	Зона реагирования ПТВ
СКВ.	0	6	41	67	24	9	7	13	14	84	179
%	0,0	1,4	9,2	15,1	5,4	2,0	1,6	2,9	3,2	18,9	40,3
	По месторождению в целом
СКВ.	0	9	80	109	30	14	9	15	21	99	190
%	о,о	1,6	13,9	18,9	5,2	2,4	1,6	2,6	3,6	17,2	33,0

---

Смотрите также файлы

• Тема особенности конструирования современного урока.pdf

• Семинар бадарламасы ебекшіаза ауданы 2023 жыл.docx

• Кафедра экономики и управления.doc

• Практическая работа 1 Лучшие модели и практики наставничества педагогических работников в Российской Федерации Задание.docx

• Придумайте свои задания по одному, составленному в соответствии с приведенными принципами композиции, представьте их в презентации используя рекомендации тест PowerPoin.doc