Содержание к диссертации
Введение
1. Современный уровень развития технологии и техники газовых методов увеличения нефтеотдачи пластов 8
1.1. Обзор научных исследований и опыта внедрения газовых методов повышения нефтеотдачи пластов 8
1.2. Промысловый опыт осуществления технологических процессов нефтедобычи с использованием газожидкостных смесей 10
1.3. Патентный обзор имеющихся разработок в области повышения нефтеотдачи пластов газовыми методами 17
1.4. Обзор характера и особенностей совместного движения газов и жидкостей в системах сбора, подготовки и транспорта многофазных смесей 26
2. Характеристика объекта исследования 31
2.1. Геологическое строение залежей нефти турнейского яруса 31
2.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек 36
2.3. Свойства и состав нефти, газаи воды 37
3. Совершенствование водогазового воздействия на неоднородные коллектора кизеловского горизонта комбинированными технологиями 44
3.1. Обоснование проблемы и методы её решения 44
3.2. Постановка задачи исследования эффективности вытеснения нефти из неоднородных коллекторов 49
3.3. Исследование влияния вязкости вытесняющего агента на процессы извлечения нефти из неоднородного по проницаемости коллектора 50
3.4. Основные положения новой технологии водо газового воздействия на существенно неоднородные коллекторы в сочетании с потокоотклоняющими технологиями 64
4. Формирование и испытание технологической схемы приготовления и закачки газожидкостных смесей 84
4.1. Обоснование и описание технологической схемы установки по приготовлению и закачке газожидкостных смесей 84
4.2. Методика проведения пусковых испытаний 88
5. Технико-экономический анализ и расчет эффективности предлагаемых рекомендаций 98
5.1. Обоснование расчетных вариантов разработки залежи нефти кизеловского горизонта турнейского яруса Алексеевского месторождения и их исходные характеристики для расчетов 98
5.2. Показатели экономической оценки вариантов разработки 100
5.3. Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат 103
Заключение 109
- Промысловый опыт осуществления технологических процессов нефтедобычи с использованием газожидкостных смесей
- Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
- Методика проведения пусковых испытаний
- Показатели экономической оценки вариантов разработки
Введение к работе
Актуальность проблемы. Теоретические исследования по вытеснению вязких и высоковязких нефтей из терригенных и карбонатных коллекторов газовыми методами, а также опыт газового и водогазового воздействия на продуктивные нефтенасыщенные коллектора свидетельствуют о высокой эффективности данного вида методов увеличения нефтеотдачи пластов. Так по результатам лабораторных исследований средний коэффициент вытеснения пластов может быть увеличен на 19-25 %, а по результатам их применения в промысловых условиях увеличение коэффициента нефтеотдачи достигает 5 - 7 %. Однако, при значительной аналитической и экспериментальной исследованности проблемы в отечественной практике объем промышленного применения данной технологии незначителен. Наряду с различными технологическими причинами, выделяются ряд технических осложнений, обусловленных необходимостью компримирования, смешивания и совместной закачки рабочих агентов в пласт при высоких давлениях их нагнетания. Поэтому создание и совершенствование новых технологий нефтевытеснения для получения высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов сдерживалось отсутствием в отечественной практике отработанного оборудования и технологии приготовления рабочих агентов для закачки в пласт. В связи с этим совершенствование технологии нефтевытеснения в особенности из карбонатных коллекторов путем создания новых технологий разработки таких залежей нефти с отработанной технологией и техникой нагнетания рабочих агентов является одной из наиболее актуальных задач, стоящих перед нефтяной отраслью.
Цель работы. Совершенствование технологии разработки неоднородных карбонатных коллекторов путем водогазового воздействия в режиме нестационарного нагнетания с созданием технологической схемы и оборудования для приготовления и закачки рабочих агентов в пласт.
Основные, задачи исследований:
1. Усовершенствовать технологии водогазового нефтевытеснения из
карбонатных коллекторов путем инициирования упругих свойств пласта
и флюидов.
-
Определить оптимальные параметры технологии водогазового воздействия на пласт путем оценки прогнозного коэффициента нефтеотдачи.
-
Исследовать варианты создания комбинированных технологий воздействия на пласт путем последовательного выключения в зоне фильтрации с ВГС трещин и высокопроницаемых промытых зон с закачкой загустителей с регулируемой вязкостью.
4 4. Разработать новую технологическую схему приготовления и закачки рабочих агентов в пласт и вывести на режим нагнетания.
Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач осуществлялось на базе данных теоретических, экспериментальных и лабораторных исследований с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическим моделированием фильтрации многофазной жидкости в неоднородном коллекторе и обобщением результатов экспериментов на опытно-промышленных стендах и установках по приготовлению и закачке рабочих агентов в пласт.
Научная новизна.
1. Усовершенствована технология вытеснения нефти из карбонатных
нефтенасыщенных коллекторов путем создания нестационарного
упругого режима вытеснения закачкой оторочек газированной нефти с
регулируемой вязкостью, численно превышающей пластовую, и
последовательным нагнетанием водогазовой смеси, разделенных
оторочками буферной жидкости.
-
Численно исследована динамика изменения полей давления и водонасыщенности для различных значений вязкости вытесняющего агента и установлено, что в послойно неоднородных коллекторах возрастание неоднородности снижает КИН при заводнении маловязкими агентами и увеличивает при применении высоковязкого вытесняющего агента.
-
Предложено для повышения эффективности нефтевыгеснеиия и регулирования расхода ВГС в заводненных трещинно-поровых коллекторах последовательно нагнетать для заполнения высокопроницаемых зон и трещин коллектора оторочку высоковязкой нефтегазовой смеси с вязкостью 1,5-2,0 раза превышающей пластовую, разделенных оторочками буферной жидкости и ВГС в объемах отдельных оторочек больших объема нефтегазовой смеси.
-
Создана установка по получению, приготовлению и закачке рабочих агентов для комбинированной технологии нефтевытесиения, выполненная в промысловых условиях, состоящая из блока диспергирования нефтегазовых и водогазовых смесей и их нагнетания в пласт.
-
В период пусковых испытаний установки выявлено влияние введения поверхностно-активных веществ с целью стабилизации структуры нефтегазовой и водогазовой смеси на устойчивость рабочих агентов против их разделения на фазы при расходе ПАВ„АФ912 из расчета 4-8 г/т жидкости.
Основные защищаемые положения. 1. Комбинированная технология вытеснения нефти оторочками сепарированной высоковязкой нефти, буферной жидкости и
5 водогазовой смеси с ПАВ путем инициирования упругого нестационарного режима.
2. Установка по приготовлению рабочих агентов путем
диспергирования нефтегазовой и водогазовой смеси с добавкой ПАВ.
3. Режимы диспергирования нефти, газа и минерализованной воды в
смеси с газом при подаче ПАВ.
Практическая ценность и реализация работы.
1. Результаты диссертационной работы были включены в отдельные
разделы при составлении «Технологической схемы опытно-
промышленной разработки Алексеевского месторождения водогазовой
смесью», утвержденной к внедрению территориальным отделением
ИКР по республике Татарстан (г.Казань.- Протокол № 345 от 15.12.2003
*>
2. Создана технологическая схема и установка с комплектацией
оборудования для приготовления и закачки рабочих агентов в пласт, состоящая из узла смешения и диспергирования, ввода ПАВ и нагнетания рабочего агента в пласт, которая реализована в промысловых условиях.
Апробация работы. Основные положения и результаты
диссертационной работы докладывались на семинарах НПО
«Нефтегазтехнология» (2001-2006 гг.), на научно-технических Советах
НГДУ «Бавлынефть» (2001-2006 гг.), на VI конгрессе
нефтегазопромышленников России «Проблемы освоения
трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (г.Уфа,2005 г.), на семинарах института «ТатНИГШнефть ОАО Татнефть» (2001-2006 гг.).
Публикации результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, 13 из которых в центральных изданиях, включенных в перечень публикаций ВАК РФ, в которых одна научная статья подготовлена самостоятельно и 13 в соавторстве. В рассматриваемых работах автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация создания технологической схемы закачки рабочих агентов в пласт.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 121 странице машинописного текста и содержит 28 рисунков, 8 таблиц, список использованных источников из 125 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н. Ґильмановой Р.Х., научному консультанту, профессору Хисамутдинову Н.И., д.т.н. Владимирову И.В., к.т.н. Вафину Р.В.,к.т.н. Алексееву Д.Л., к.т.н. Буторину О.И., а также специалистам ЗАО «Алойл» многократные консультации и обмены мнениями с которыми по рассматриваемой проблеме способствовали формированию диссертации.
Промысловый опыт осуществления технологических процессов нефтедобычи с использованием газожидкостных смесей
Вопросы, связанные с организацией внутрипромыслового транспорта газожидкостных смесей, существовали на протяжении практически всего периода промышленной нефтедобычи. Однако они были связаны в основном с перекачкой продукции скважин, представляющей собой трехфазную смесь водонефтяной эмульсии с попутным газом, от устья добывающих скважин до установок предварительной подготовки товарной нефти [29,30]. Транспорт трехфазных смесей в этом случае характеризовался относительно небольшими скоростями движения продукции, ограниченной протяженностью линий перекачки, и, главное, невысокими рабочими давлениями перекачиваемой среды и градиентами давления на входе и выходе из трубной системы. Вопросы приготовления, осуществления высокой степени сжатия и последующего транспорта водогазовых смесей (ВГС) для их последующей закачки в продуктивный нефтяной пласт практически не стояли до 80-90 - х годов прошлого века. Связано это было в первую очередь с тем, что основополагающий метод поддержания энергетического баланса нефтяной залежи и интенсификации процессов нефтедобычи, был основан на закачке в продуктивный пласт однофазной гомогенной жидкости — воды. Промысловые реалии требуют разработки и более широкого внедрения альтернативных методов интенсификации добычи путем направленного воздействия на продуктивный пласт и физико-химические свойства нефти. Одним из таких направлений является приготовление и закачка в нефтенасыщенный коллектор смеси (или оторочек) воды и попутного нефтяного газа. При прочих равных условиях, степень смешиваемости, а, значит, и степень эффективности вытеснения нефти газом тем выше, чем выше давление, при котором происходит процесс вытеснения. Кроме того, необходимость поддержания достаточно высокого давления закачки диктуется рядом других требований, предъявляемых к стандартной системе ППД. Однако если для закачки воды во второй половине прошлого века был создан и применялся большой ряд насосных агрегатов различного принципа действия, производительности и создаваемого давления, то отечественных компрессорных установок высокой мощности для компримирования газовой фазы при закачке в пласт до последнего времени не существовало. Кроме того, возникали многочисленные технические трудности, связанные с необходимостью преодоления конденсатообразования при компримировании углеводородных газов, борьбы с коррозией при перекачке СОг, преодоления гидратообразования при совместной закачке водной и газовой составляющих, и т.д. Существующие западные образцы компрессорной техники были очень дороги, помимо того, они требовали квалифицированного технического обслуживания, наличия запчастей и т.п., что при существующих политико-социальных условиях в стране и мире делало их использование проблематичным.
Что же касается технологий совместной закачки воды и газа в виде газожидкостных смесей с регулируемыми параметрами содержания газовой фазы и структуры потока, то специализированной техники для этого до последнего времени не существовало вовсе. Технически реализация ВГВ осуществлялась посредством использования компрессорной станции (КС) высокого давления фирмы Dresser Clarck. Рабочее давление на выходе создавалось до 32 МПа. Трубопроводы высокого давления подавали газ от КС до газораспределительной батареи и от нее на нагнетательные скважины. Использованная технологическая схема продемонстрировала свою работоспособность и эффективность. Самым значимым осложнением в процессе реализации оказалось случаи гидратообразования, с которыми боролись путем дозирования метанола или безводной нефти [8]. Однако при реализованном методе ВГВ технически возможным было осуществление поочередной (последовательной или попеременной) закачки газа и воды. Для реализации единовременной закачки газожидкостной смеси необходимо использование иных вариантов обвязки и дополнительного специального оборудования. Принципиально иные технические решения были заложены при реализации технологии ВГВ на Советском и Вахском месторождениях ОАО «Томскнефть» [34]. Для создания и закачки водогазовых смесей были применены газожидкостные эжекторные устройства. Использование эжекторов имеет ряд неоспоримых преимуществ: 1). Предельная простота конструкции обусловливает значительное сокращение средств на обустройство по сравнению с использованием компрессоров и другого специального оборудования; 2). Отсутствие необходимости прокладки дополнительных коммуникаций в случае забора газа из затрубного пространства соседних скважин и строительства подсобных сооружений; 3). Создание и закачка ГЖС осуществляется без выработки выхлопных газов и прочих загрязняющих атмосферу веществ. С использованием эжекторов в 1992-1993 годах на участке пласта ABj Советского месторождения НГДУ «Стрежевойнефть» были проведены работы по внедрению технологии ВГВ. Опытный участок включал в себя одну нагнетательную и десять добывающих скважин. Давление закачки воды составляло 10,5 МПа, давление газа 0,5 МПа, расход воды в скважшгу 200-300 м /сут при расходе газа 5-9 м /м . За 9 месяцев внедрения дополнительная добыча нефти по участку составила 4 тыс. тонн. Технология ВГВ с использованием эжектора, которая включала в себя закачку ГЖС, газовая фаза которой на 30-60 % состояла из продуктов сгорания попутного нефтяного газа, была внедрена на Вахском месторождении НГДУ «Вахнефть» [34]. Такая технология позволила снизить интенсивность гидратообразования за счет увеличения концентрации в газовой фазе азота, из которого на 70 % состоят продукты сгорания нефтяного газа. Азот, как инертный газ, при контакте с водой практически не образует кристаллогидратов.
Однако технологическая схема обвязки оборудования с использованием газовых эжекторов не лишена серьезных недостатков: - в процессе закачки ввиду увеличения фильтрационного сопротивления пластов при закачке ГЖС приемистость нагнетательных скважин падает, ввиду чего подсос газа эжектором падает, а на определенном этапе прекращается вовсе; - отсутствует возможность гибкого регулирования газосодержания смеси и расхода воды через эжектор, т.к. устойчивая работа эжекторного устройства определенных геометрических размеров возможна лишь во вполне определенном интервале соотношений газовой и жидкой фаз и расхода жидкости; - сопло эжектора является достаточно уязвимым элементом конструкции как для разрушения под воздействием имеющихся в воде мехпримесей, так и для засорения продуктами гидратообразования, компонентами остаточной нефти при закачке балластной воды и т.д. Подтверждением вышесказанного является информация, представленная в работе [123]. Фазовые переходы в смеси могут привести к снижению температуры, поэтому в связи с большими реализуемыми давлениями в ней могут возникнуть условия гидратообразования, что на практике приводит к образованию твердого гидрата и даже льда на вькоде из камеры смешения. В статье приводятся данные по результатам испытаний эжектора ЭГЖ-12, произведенного в ОНГДУ «Ишимбайнефть» и смонтированного в технологической схеме гребенки Грачевского месторождения в 1990 году для закачки смеси газа и ШФЛУ в пласт. При промысловых испытаниях выходное сечение камеры смешения в течение нескольких минут охлаждалось и забивалось твердой смесью льда и гидрата. Третьим альтернативным технологическим вариантом организации ВГВ на продуктивный пласт является использование так называемых бустерных приставок — камер смешения и компримирования жидкой и газовой фаз для их дальнейшей совместной закачки в залежь. В специальном бустерном (дожимном) устройстве газ низкого давления компримируется жидкостным проточным поршнем, формирующимся в вертикальной полости компрессорной камеры специального устройства [97]. Бустерная приставка монтируется на поршневом или плунжерном насосе. Получаемая насосно-бустерная установка (НБУ) обладает рядом преимуществ: 1). В качестве газовой фазы может использоваться любой природный или нефтяной газ от внешнего источника (газопровода, газосепаратора, соседних скважин); 2).
Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
По обощению данных лабораторных определений значений коэффициентов пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности и газопроницаемости по данным исследования керна турнейского яруса в 21 скважине Алексеевского месторождения встречаются четыре структурные разности нефтенасыщенных известняков с различными фильтрационно-емкостными характеристиками. Преобладающими для кизеловского горизонта являются комковатые и порово-трещиноватые известняки пористостью от 4% до 16,8% и газопроницаемостью от 0,15 до 28,4x10"3мкм2 /4/. На втором месте по количеству содержания в породе находятся кристаллические известняки с пористостью от 0,8 до 10,5% и газопроницаемостью от 0 до 4,07x10"3мкм2. Эта разность известняков больше характерна для нижней водоносной части турнейского яруса. Неравномерно, в виде отдельных мощных прослоев, в породе встречаются сгустково-комковатые известняки, характерные для кизеловского горизонта. Поры в них распределены равномерно, сообщаются между собой при помощи тонких канальцев. Пористость в них изменяется от 2,6 до 16,8%, газопроницаемость от 0 до 107,3 х10 3мкм2. Подчиненное значение в породе имеют мелкодетритовые пористые известняки. Поры первичные, преимущественно изолированы. Пористость их изменяется от 1,2 до 13,7%, а газопроницаемость от 0 до 72,7 х10 мкм . В целом по лабораторным исследованиям керна Алексеевского участка среднее значение пористости по пласту Скз-1 составило 10,8%, а по нефтенасыщенной части пласта 12,9%/. Среднее значение проницаемости по пласту в целом 7,5 х10 3мкм2 , а по нефтенасыщенной части пласта -15,8 х10"3мкм2. Среднее значение остаточной водонасыщенности по пласту 51,9%, а по нефтенасыщенной части - 33,4%. По геофизическим исследованиям скважин фильтрационно-емкостные характеристики и нефтенасыщенность были определены по 86 скважинам. По месторождению в кизеловском горизонте в нефтенасыщенной части пласта значение коэффициента пористости изменяется от 7 до 16,4%, составляя в среднем 11,2%. Значение коэффициента проницаемости изменяется в пределах от 0,7 до 41 х10" мкм2, составляя в среднем 7,7 х10"3мкм2.
Начальная нефтенасыщенность пласта Скз составляет 78,2%. По нефтенасыщенной части черепетского горизонта значение пористости изменяется в пределах от 7,5 до 12,8%, составляя в среднем 9%, а значение коэффициента проницаемости - от 0,2 до 0,9 х10 мкм , составляя в среднем 0,5 х10" мкм . Среднее значение коэффициента нефтенасыщенности - 68,2%. По полученным данным фильрационно-емкостных характеристик и нефтенасыщенности коллекторов турнейского яруса были построены карты распространения средневзвешенных значений коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по общей нефтенасыщенной части турнейского яруса по всему Алексеевскому месторождению и уточнены остаточные балансовые, извлекаемые, подвижные и недренируемые запасы нефти. Таким образом исходная база данных "по залежам и коллекторским свойствам исследуемого объекта была полностью подготовлена. 2.3. Свойства и состав нефти, газа и воды Физико-химический состав нефти в пластовых и поверхностных условиях исследовался на базе проб, отобранных при поисково-разведочном бурении в процессе испытания и эксплуатации скважин, собственными силами ЗАО «Алойл», а в предыдущий период - силами ЦНИПР НГДУ «Бавлынефть». Отборы велись глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хроматографах типа ЛХМ-8М и ХРОМ-5. Поверхностные пробы исследовались в лаборатории согласно следующим ГОСТам: плотность нефти - ГОСТ-3900-85, сернистость - ГОСТ-377-75, вязкость -ГОСТ-337-66, разгонка по Энглеру - ГОСТ-2177-66, содержание в нефти парафина определялось по методике ВНИИНП. Кизеловский горизонт. Нефть исследовалась по пробам из 2 скважин. После анализа 3 пластовых и 21 поверхностной пробы получены следующие осреднённые результаты: давление насыщения - 4,20 МПа; газосодержание - 27,35 м3/т; объёмный коэффициент -1,1055; динамическая вязкость в пластовых условиях- 23,4 мПа»с; динамическая вязкость в поверхностных условиях - 45,67 мПа«с; плотность пластовой (сепарированной) нефти - 839,0 (880,0) кг/м3; содержание серы - 1,93 %масс.; содержание парафина - 4,96 %масс. Нефть кизеловского горизонта классифицирована как сернистая и парафинистая. Заволжский горизонт. Нефть исследовалась по пробам из 5 скважин. После анализа 9 пластовых и 2 поверхностных проб получены следующие осреднённые результаты: давление насыщения — 2,34 МПа; газосодержание-20,1 м3/т; объёмный коэффициент - 1,062; динамическая вязкость в пластовых условиях- 14,8 мПа с; динамическая вязкость в поверхностных условиях - 31,75 мПа»с; плотность пластовой (сепарированной) нефти - 854,3 (879,0) кг/м3; содержание серы - 1,75 %Масс.; содержание парафина - 3,66 %масс. Закономерных изменений в свойствах нефти в пределах одного горизонта по результатам исследований не выявлено. Нефть от девона к карбону становится тяжелее, увеличивается содержание в ней серы и парафина, возрастает вязкость. На рисунках 2.3-2.5 представлены графики изменения вязкости нефти (водонефтяной эмульсии) в зависимости от градиентов скорости сдвига и температуры при различных обводненностях, полученные путем лабораторных исследований.
В соответствии с результатами лабораторных исследований (рисунки 2.3-2.5) нами получены весьма важные данные о том, что охлаждение нефти и повьппение обводненности продукции резко увеличивает значение напряжения сдвига, увеличивая затрачиваемую энергию на вытеснение нефти. В ходе рассмотрения поставленной задачи данные рисунки 2.3-2.5 будут неоднократно использованы при проведении гидродинамических расчетов. Там же приведены результаты математической аппроксимации данных кривых. Результаты исследований свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, компонентный состав газа и нефти проведенные нами представлены в таблице 2.1. В последующее время, в период эксплуатации Алексеевского месторождения силами ЗАО «Алойл», были проведены дополнительные исследования состава и свойств нефтей различных продуктивных горизонтов путём отбора проб пластового флюида. Они свидетельствуют, что существенных изменений в составе и свойствах нефтей Алексеевского месторождения за этот период не произошло. Однако во всех полученных ранее результатах отсутствует ряд данных характеризующих температуру насыщения парафином, наличие сероводорода, реологию нефти по пластам. Выводу к разделу 2. 1. В результате проведенных нами исследований реологических свойств водонефтяных эмульсий нефти Кизеловского горизонта отмечается резкое изменение вязкости поверхностной пробы от температуры проведения опыта в интервале температур 5 — 10 , причем темп изменения при низких температурах тем выше, чем выше обводненность продукции (рисунки 2.3-2.5). Из этих опытов можно предположить, что обводненная нефть в пластовых условиях также обладает высокими численными значениями напряжения сдвига. 2. Наличие комковатых и порово-трещинных известняков с низкой пористостью матрицы (от 4 до 16 %) и газопроницаемостью от 0,15 до 28,4 10"3 мкм2, не может эффективно вырабатываться заводнением водой, так как в зонах с проницаемостью менее 5 10" мкм, фильтруемость воды приближается к нулю. Поэтому повышение подвижности воды путем газирования при различных газосодержаниях может явиться альтернативным нефтевытесняющим агентом.
Методика проведения пусковых испытаний
Данный раздел хотя и базируется на результатах лабораторных исследований, полученных в работе [11], однако отметим, что работы по пусковым испытаниям имеют значительные отличия от экспериментальных, так как реальный промысловый объект насыщен и укомплектован реальным оборудованием и приборами контроля. Поэтому на период пусковых испытаний была разработана целевая программа, отдельные этапы которой здесь и приводятся. Так например, график исследования установки и скважин в период пусковых испытаний и закачки ВГС на Алексеевском месторождении на 2005-2006 гг. состоял из 9 основных видов исследований, включающих отдельно исследование режимов установки и скважин (таблица 4.1). Этап № 1. Исследования в режиме перекачки воды. Установление динамики потерь давления для однородной жидкости (воды) при изменении ее расхода в процессе перекачки необходимо для получения базовой зависимости при установлении общей экономической эффективности внедрения метода ВГВ в условиях Алексеевскою месторождения, а также сравнительного анализа целесообразности тех или иных оптимизационных мероприятий, направленных на общее снижение энергоемкости реализации данного технологического процесса. Последовательность действий при реализации этапа № 1 следующая: - Регулированием запорной арматуры НБУ полностью перекрывается канал поступления газовой фазы. - Согласно «Руководства по эксплуатации насосно-бустерного комплекса СИН50.06.01.00.000», производительность по жидкости НБУ находится в пределах от 1,65 до 15,20 л/с. На основании данной характеристики, для проведения испытаний выбираются следующие расходы перекачиваемого флюида: 2,0; 4,6; 7,2; 9,8; 12,4; 15,0 л/с. - На каждом из режимов, после установления стабильного расхода воды, снимаются показатели давления на всех манометрах, установленных по схеме обвязки (рисунок 4.1). - Для получения более достоверных результатов, на каждом режиме производится по три замера давлений согласно вышеприведенным условиям. -По результатам осредненных показаний манометров, заполняется соответствующая форма полученных экспериментальных данных. Этап № 2. Исследования в режиме смены расхода газожидкостной смеси. Последовательность действий при реализации этапа № 2 следующая: - Регулированием запорной арматуры газовой линии НБУ поступление газовой фазы регулируется таким образом, чтобы ее объемное содержание в перекачиваемой смеси составляло бы около 25 об.%. при текущих термобарических условиях кизеловского горизонта Алексеевского месторождения ( согласно рекомендациям [1]), или около 90 об.% на входе в НБУ (при давлении в газовой линии около 0,3 МПа).
Газосодержание на всех режимах исследований второго этапа остается постоянным. - Опыты проводятся при шести режимах расходов смеси, соответствующих расходам попутной (сточной) воды с остатками нефтепродуктов в объеме ПДК (до 40 мг/л) по пункту «Исследования в режиме перекачки воды», а именно 2,0; 4,6; 7,2; 9,8; 12,4; 15,0 л/с газожидкостной смеси по условиям на выходе из НБУ. - На каждом из режимов производится замер суммарных потерь давления путем снятия показаний установленных в технологической цепочке манометров; при этом обращается особое внимание на стабильность работы насосно-компрессорного оборудования и режима перекачки (выхода на устойчивый режим) при постоянном контроле прочих неизменных входных параметров. - Для получения более достоверных результатов, на каждом режиме производится по три замера давлений. -По результатам осредненных показаний манометров, заполняется соответствующая форма экспериментальных данных. Этап № 3. Исследования в режиме изменения газосодержания водогазовой смеси. Примерная последовательность действий при реализации этапа № 3. - Согласно «Руководства по эксплуатации насосно-бустерного комплекса СИН50.06.01.00.000», возможное объемное газосодержание перекачиваемой смеси может составлять от 0 до 95 %. На основании данной характеристики, для проведения испытаний выбираются следующие показатели газосодержания перекачиваемой смеси: 15; 30; 45; 60; 75; 90 об. % в условиях на входе в НБК (давление в газовой линии около 0,3 МПа). При этом общий расход перекачиваемой смеси должен оставаться постоянным. - Для минимизации влияния прочих «шумовых» факторов на тенденцию изменения потерь давления при изменении газосодержания, целесообразно увеличение общего уровня потерь давления при транспортировке смеси за счет поднятия ее скорости движения. В связи с этим в данной серии опытов рекомендуется реализовать максимально возможный объем перекачиваемой смеси (согласно паспортной характеристике НБК, около 15 л/с). - На каждом из режимов, после установления стабильного газосодержания смеси, снимаются показатели давления на всех манометрах, установленных по схеме обвязки. - Для получения более достоверных результатов, на каждом режиме производится по три замера давлений. -По результатам полученных показаний, заполняется соответствующая форма. Этап № 4. Исследования в режиме дозирования в перекачиваемую смесь поверхностно-активных (структурообразующих) веществ (ПАВ). Знание зависимости вязкостных свойств смеси от содержания и концентрации ПАВ является желательным по нескольким причинам: - общепризнанных унифицированных зависимостей для количественного определения изменения вязкости смеси от ее структуры на данный момент не существует; - в условиях реализации технологии ВГВ при прочих равных условиях является более предпочтительным поступление на забой скважины и дальнейшее продвижение в пласт не расслоенных фаз «вода» и «газ», а однородной структурированной среды; - актуально установление наличия и степени зависимости вязкостных потерь на трение в зависимости от степени диспергированности смеси для технологических условий реализации ВГВ на Алексеевском месторождении.
Функциональная зависимость потерь на трение от содержания ПАВ определяется через установление уровня потерь давления в зависимости от концентрации ПАВ и сравнение данного показателя с соответствующим значением потерь напора смеси с такими же прочими характеристиками, но без добавления ПАВ. За основу снижения энергии диспергирования с вводом ПАВ были приняты численные значения ДР, полученные на экспериментальном стенде. В экспериментах могут быть задействованы ПАВы, допущенные к применению реестром «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» в последней действующей редакции. На основании вышеизложенного, последовательность действий при проведении опытов с ПАВ должна быть следующей. - Проводится три эксперимента с газосодержанием смеси по этапу № 2 (т.е. фиксированным), расходом смеси по этапу № 3 (также фиксированным), и различной концентрацией ПАВ в каждом эксперименте. При этом значения концентраций ПАВ выбираются из примерного диапазона концентраций, обеспечивающих наибольшую эффективность действия (согласно рекомендациям завода-изготовителя). Среднее из трех значений концентрации выбирается как среднее рекомендуемого диапазона; два других значения выбирают отличающимися на 20-30 % от средней величины в большую и меньшую сторону; - Проводится шесть экспериментов с расходами смеси и газосодержанием согласно этапу № 2 (фиксированное газосодержание и меняющийся расход), концентрацией ПАВ, равной среднему значению концентрации из предыдущей серии экспериментов (фиксированное значение). - Проводится шесть экспериментов с расходами смеси и газосодержанием согласно этапу № 3 (фиксированный расход и меняющееся газосодержание), концентрацией ПАВ, также равной среднему значению концентрации из предыдущей серии экспериментов (фиксированное значение). - Все полученные показания манометров регистрируются. Сравнивая полученные зависимости в каждой из рассмотренных областей с использованием поверхностно-активного вещества и без него (предыдущие этапы исследований), оценивается относительная степень роста вязкостных свойств смеси в разных условиях. На основе сравнительного анализа результатов проведенных исследований, вырабатывается обоснованное решение по оптимальному составу и режимам закачки газожидкостной смеси в продуктивный пласт с точки зрения минимизации энергетических потерь при ее транспортировки от НБУ до устья нагнетательных скважин. Основной задачей начального периода внедрения технологии является установление реальной гидродинамической характеристики опытного участка продуктивного пласта и влияния на его фильтрационно-емкостные свойства изменения состава закачиваемого флюида.
Показатели экономической оценки вариантов разработки
Экономическая оценка рекомендаций и технических решений осуществлялась на основе «Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов» и «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153-39-007-96), а также согласно основным положениям Закона «О недрах» . Основными экономическими критериями выбора предпочтительного варианта разработки являются: накопленный чистый дисконтированный поток наличности (NPV), экономически предельный срок разработки с учетом фактора времени, внутренняя норма доходности (IRR), индекс доходности (PI). Кроме этого, в систему оценочных показателей включаются капитальные вложения на установку подготовки технологических агентов и их закачки в пласт (рисунок 4.1), эксплуатационные затраты и доход государства от эксплуатации месторождения (налоги, платежи и отчисления в бюджетные и во внебюджетные фонды). После определения капитальных и текущих затрат с учетом налогов и иных отчислений осуществляется расчет ряда показателей, характеризующих экономическую эффективность рекомендаций. Кроме налогов и отчислений, включаемых в состав эксплуатационных затрат, учитываются налоги, относящиеся на финансовые результаты или уплачиваемые из прибыли предприятия, а также налог на добавленную стоимость. Все эти виды налогов формируются при расчете показателей коммерческой и бюджетной эффективности эксплуатации месторождения. Расчет основных показателей экономической эффективности назовем рекомендации автора как инвестиционный проект 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) сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений определяет собственные источники покрытия инвестиций; 6) разница между собственными источниками и капитальными вложениями образует чистый поток денежных средств; 7) применяя метод приведения разновременных затрат и результатов (метод дисконтирования) рассчитывают ежегодные значения дисконтированного чистого потока денежных средств; 8) накопление ежегодного дисконтированного чистого потока денежных средств образует суммарный (аккумулированный) поток денежных средств или накопленный чистый дисконтированный доход от реализации проекта - НЧДД; 9) расчет накопленного дисконтированного потока денежных средств проводится в течение жизненного и экономического циклов (экономически предельного срока). Годовой поток денежной наличности может быть уменьшен на сумму отчислений в ликвидационный фонд, который предназначен для финансирования работ по ликвидации месторождений, установок и иного имущества после завершения эксплуатации месторождения, а также по приведению территории лицензионного участка в состояние, определяемое экологическими нормами. Формирование фонда осуществляется таким образом, чтобы к окончанию рентабельного срока эксплуатации месторождения он был создан в полном объеме. В соответствии с определенными критериями оценки выбирают такой вариант разработки месторождения, который отвечает наилучшим значениям этих критериев. Расчет нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат проведен согласно «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153-39-007-96). Распределение затрат на условно-постоянные и условно-переменные произведено согласно "Инструкции по распределению затрат на добычу нефти и газа на условно-постоянные и условно-переменные" . Кроме того, учитывались конкретные условия разработки Алексеевского месторождения и предлагаемые методы повышения текущей и конечной нефтеотдачи пластов, предлагаемые к внедрению. Оценка капитальных вложений по вариантам разработки проводилась исходя из объемов строительства скважин и их обустройства, рассчитанных по фактически сложившимся ценам и расценкам ЗАО "Алойл", а также исходя из реальных цен нефти на рынке. Исходные данные приведены в таблице 5.2. Оценка эксплуатационных расходов выполнена с использованием нормативов, сформированных на основе фактической калькуляции затрат на добычу нефти за 2005 год. При отсутствии некоторых показателей для расчетов брались средние по ОАО "Татнефть". Определение эксплуатационных затрат осуществлено с учетом объемов добычи нефти и жидкости, среднедействующего фонда скважин и закачки воды по следующим элементам затрат: - обслуживание добывающих и нагнетательных скважин; - капитальный ремонт скважин; - затраты на электроэнергию; - затраты на закачку воды; - сбор и транспорт нефти и газа; - затраты на подготовку нефти; - затраты на ликвидацию скважин; - амортизация скважин и прочих основных фондов; - затраты на проведение мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов; - налоги и платежи, включаемые в себестоимость добычи нефти.
Затраты на обслуживание скважин включают в себя заработную плату основную и дополнительную производственных рабочих, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, и централизованные расходы, очищенные от налогов. Условно-переменная часть этих затрат определялась в зависимости от объема добываемой жидкости, а условно-постоянная - в зависимости от среднедействующего фонда скважин. Энергетические затраты рассчитывались в зависимости от объема механизированной добычи жидкости, закачки и подготовки нефти. Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на закачку воды, на обслуживание нагнетательных скважин и энергетических расходов. Эти затраты разделены на условно-постоянные, зависящие от среднедействующего фонда нагнетательных скважин, и условно-переменные, зависящие от объема закачиваемой воды в пласт. Условно-постоянная часть затрат на технологическую подготовку нефти определялась в зависимости от объема добытой нефти, а условно-постоянная часть в зависимости от среднедействующего фонда добывающих скважин. Затраты на сбор и транспорт нефти и газа также разделены на условно-постоянные и условно-переменные, зависящие соответственно от среднедействующего фонда добывающих скважин и объемов, добываемых жидкости и газа. Затраты на ликвидацию скважин рассчитаны исходя из удельных затрат и количества выбывающих скважин. Величина амортизационных отчислений рассчитана на основе планируемых объемов капитальных вложений и фактических объемов капитальных вложений прошлых лет, среднегодовой стоимости основных фондов по годам разработки месторождения и в соответствии с нормами амортизационных отчислений, принятыми в ОАО «Татнефть» в 2005 г. 5.4 Налоговая система Величина налоговых отчислений и платежей, а также платежей в бюджетные и во внебюджетные фонды определялась в соответствии с вступившим в силу с первого января 2002 года Налоговым Кодексом Российской Федерации. Источниками финансирования капитальных вложений являются собственные средства предприятия, а именно чистая прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия и амортизационные отчисления.
Похожие диссертации на Совершенствование технологии водогазового воздействия, подготовки и закачки рабочих агентов в пласт
