13. Расчет технологической эффективности применяемых методов опз
на нагнетательных скважинах
Для увеличения нефтеотдачи пластов, НГДУ «Елховнефть» применяет технологии направленных на увеличение приемистости нагнетательных скважинах.
Технологическая эффективность применения технологии – прирост дебита по нефти и, следовательно, величина дополнительно добытой нефти зависит от базового значения дебита скважины, обводненности, степени ранее недренируемых пропластков до обработки. Для расчета дополнительной добычи нефти используют характеристики вытеснения.
Поясним методику на примере использования характеристик вытеснения:
Метод Сазонова Q= А + В· lnQж (13.1)
Метод Максимова Q=A+B· lnQв (13.2)
Метод Камбарова Q=A+B·(1/Qж) (13.3)
Метод Давыдова Q=A+Bβ(Qв/Qж) (13.4)
Метод Пирвердяна Q=A+B·(1/Qж1/2) (13.5)
Метод Назарова Qж/Qн=А+В·Qв (13.6)
Метод Абызбаева lnQн=А+В·lnQж (13.7)
Метод Говорова-Рябинина lnQв=А+В·lnQн (13.8)
Формулы (13.1), (13.2), (13.3), (13.4) и (13.5) используются для расчета прогнозных показателей добычи нефти по базовому варианту на период, начиная с даты применения нового метода.
Здесь Qв и Qж – накопленная добыча по воды и жидкости.
Коэффициенты этих уравнений вычисляются методом наименьших квадратов.
Метод наименьших квадратов.
xi и Yi - табличные данные (промысловые данные);
y = А + Вx (13.9)
(13.6) – уравнение прямой, аппроксимирующей промысловые данные перед применением новой технологии.
В методе Сазонова:
y = Qн
x = lnQж
Обозначим через y 1 , y 2 , y 3 . . . . . значения, вычисляемые по формуле(13.6);
Y 1 ,Y 2 ,Y 3 ,Y 4. . . . . .- промысловые данные;
х 1 , х 2 , х 3 . . . . . .- табличные данные.
Находим разность:
y
1–
Y
1
= А + Вx1
- Y
1
y 2– Y 2 = А + Вx2 - Y 2 (13.10)
y 3– Y 3 = А + Вx3 - Y 3
…………….
y n– Y n = А + Вxn - Y n
где
n – количество точек, использованных для построения линии тренда. Запишем выражение для суммы квадратов отклонений:
Z = (y 1– Y 1)2 +(y 2– Y 2)2 + (y n– Y n )2 ; (13.11)
Чтобы прямая (5.3) «хорошо» аппроксимировала промысловые данные, полученные до внедрения мероприятия, отклонение (13.11) должно быть минимальным.
Функция Z(A, B) имеет min, когда производные её по А и В равны нулю. Поэтому продифференцируем функцию (13.11) по неизвестным коэффициентам А и В и приравниваем их к нулю:
dZ/dA = 2(y 1– Y 1) · d(A + B x1)/ dA + 2 (y 2– Y 2) · d(A + B x2)/ dA + …..+ +2(y n– Y n) ·d(A + B xn)/ dA = 2 (A + B x1 - Y 1) + 2(A + B x2 - Y 2) + …...+2 (A + +B xn - Y n) = 0;
2 ·n A – 2 Σ Yi + 2 BΣ xi = 0;
n A – Σ Yi + BΣ xi = 0;
dZ/dB = 2(y 1– Y 1) · x1 + 2 (y 2– Y 2) · x2 + ….. + 2 (y n– Y n) · xn =
= 2 (A + B x1 - Y 1) x1 + 2 (A + B x2 - Y 2) x2 + ......+ 2 (A + B xn - Y n)xn = =2АΣxi + 2BΣ xi2 - 2Σ xi = 0.
Для определения неизвестных коэффициентов А и В получили два уравнения:
n A – Σ Yi + BΣ xiYi = 0,
AΣ xi + ВΣ xi2 - Σ xi = 0. (13.12)
Решая систему уравнений (13.12), находим А и В.
Для каждой зависимости по критерию Тейла вычисляется сумма квадратов отклонений расчетных данных от фактических, выбранных на участках кривой без перегибов. Таким образом, определяется качество аппроксимации.
Критерий имеет следующий вид:
(13.13)
где п - количество точек в выборке;
Qф - фактическое значение параметра;
Qp- расчетное значение параметра.
По наименьшим значениям критерия Тейла для каждого участка выбираются три характеристики вытеснения. Подставляя фактические значения накопленной добычи жидкости и после закачки реагента на какую-либо дату, определяются три значения возможной базовой накопленной добычи нефти, которые могли бы быть получены, если бы не была осуществлена закачка реагента.
Порядок работы:
1. По промысловым данным строим график изменения lnQн в зависимости от lnQж начиная с 07.2011г. по 06.2013г. В данном примере период с 1.2013г. по 10.2013г. – это период работы скважины после внедрения рассматриваемой технологии.
2. По графику перед внедрением метода находим близкий к прямолинейному участок. Значения этого интервала используются для построения ряда 2.
3. По 2 ряду строим линию тренда. Эта прямая используется в качестве показателя работы скважины.
Рассмотрим эффективность проведенного мероприятия методом вибровоздействия (ВДХВ) на нагнетательной скважине №1116, реагирующие скважины № 5697, 14717, 21426.
Рисунок 13.1 – Характеристика вытеснения методом Говорова – Рябинина на участке нагнетательной скважины №1116 в результате вибровоздействия
Рисунок 13.2 – Характеристика вытеснения методом Абызбаева на участке нагнетательной скважины №1116 в результате вибровоздействия
Таблица 13.1 - Расчет технологической эффективности технологии вибровоздействия(ВДХВ) на участке №1116
Год |
Мес |
qж |
qн |
Обв_вес |
Жид_ |
Неф |
Вода |
Qн |
Qж |
Qж/Qн |
LnQж |
1/Qж |
Qв |
lnQв |
Qв/Qж |
lnQн |
1/Qж1/2 |
|
|
т/сут |
т/сут |
|
т/мес |
т/мес |
т/мес |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2011 |
7 |
30,79 |
12,76 |
58,56 |
831,33 |
344,52 |
447,88 |
344,52 |
831,33 |
2,41 |
6,7230268 |
0,001203 |
447,88 |
6,105 |
0,539 |
5,842 |
0,035 |
2011 |
8 |
25,32 |
12,23 |
51,70 |
683,64 |
330,21 |
325,17 |
674,53 |
1514,97 |
2,35 |
7,3231509 |
0,000660 |
773,05 |
6,650 |
0,510 |
6,514 |
0,026 |
2011 |
9 |
30,45 |
15,96 |
47,59 |
822,15 |
430,92 |
359,96 |
1105,45 |
2337,12 |
2,29 |
7,7566747 |
0,000428 |
1133,01 |
7,033 |
0,485 |
7,008 |
0,021 |
2011 |
10 |
30,52 |
14,06 |
53,93 |
824,04 |
379,62 |
408,85 |
1485,07 |
3161,16 |
2,28 |
8,0586943 |
0,000316 |
1541,86 |
7,341 |
0,488 |
7,303 |
0,018 |
2011 |
11 |
30,92 |
14,69 |
52,49 |
834,84 |
396,63 |
403,15 |
1881,70 |
3996,00 |
2,26 |
8,2930491 |
0,000250 |
1945,01 |
7,573 |
0,487 |
7,540 |
0,016 |
2011 |
12 |
34,19 |
15,88 |
53,55 |
923,13 |
428,76 |
454,79 |
2310,46 |
4919,13 |
2,28 |
8,500887 |
0,000203 |
2399,80 |
7,783 |
0,488 |
7,745 |
0,014 |
2012 |
1 |
33,95 |
13,01 |
61,68 |
916,65 |
351,27 |
520,16 |
2661,73 |
5835,78 |
2,19 |
8,6717632 |
0,000171 |
2919,96 |
7,979 |
0,500 |
7,887 |
0,013 |
2012 |
2 |
25,65 |
12,93 |
49,59 |
692,55 |
349,11 |
315,96 |
3010,84 |
6528,33 |
2,18 |
8,7839064 |
0,000153 |
3235,92 |
8,082 |
0,496 |
8,010 |
0,012 |
2012 |
3 |
25,39 |
12,23 |
51,83 |
685,53 |
330,21 |
326,89 |
3341,05 |
7213,86 |
2,16 |
8,8837595 |
0,000139 |
3562,81 |
8,178 |
0,494 |
8,114 |
0,012 |
2012 |
4 |
26,29 |
12,69 |
51,73 |
709,83 |
342,63 |
337,82 |
3683,68 |
7923,69 |
2,15 |
8,9776123 |
0,000126 |
3900,63 |
8,269 |
0,492 |
8,212 |
0,011 |
2012 |
5 |
25,49 |
12,63 |
50,45 |
688,23 |
341,01 |
319,44 |
4024,69 |
8611,92 |
2,14 |
9,0609026 |
0,000116 |
4220,07 |
8,348 |
0,490 |
8,300 |
0,011 |
2012 |
6 |
31,22 |
12,96 |
58,49 |
842,94 |
349,92 |
453,59 |
4410,52 |
9454,86 |
2,14 |
9,1542842 |
0,000106 |
4673,66 |
8,450 |
0,494 |
8,392 |
0,010 |
2012 |
7 |
32,79 |
14,29 |
56,42 |
885,33 |
385,83 |
459,54 |
4796,35 |
10340,19 |
2,13 |
9,2437935 |
0,000097 |
5133,20 |
8,543 |
0,496 |
8,476 |
0,010 |
2012 |
8 |
31,12 |
13,83 |
55,56 |
840,24 |
373,41 |
429,49 |
5169,76 |
11225,52 |
2,10 |
9,325945 |
0,000089 |
5562,69 |
8,624 |
0,496 |
8,551 |
0,009 |
2012 |
9 |
21,85 |
11,96 |
45,26 |
589,95 |
322,92 |
245,65 |
5492,68 |
11815,47 |
2,08 |
9,377165 |
0,000085 |
5808,34 |
8,667 |
0,492 |
8,611 |
0,009 |
2012 |
10 |
26,69 |
12,63 |
52,68 |
720,63 |
341,01 |
349,26 |
5833,69 |
12536,10 |
2,07 |
9,4363678 |
0,000080 |
6157,60 |
8,725 |
0,491 |
8,671 |
0,009 |
2012 |
11 |
33,09 |
13,96 |
57,81 |
893,43 |
376,92 |
475,17 |
6210,61 |
13429,53 |
2,06 |
9,5052113 |
0,000074 |
6632,77 |
8,800 |
0,494 |
8,734 |
0,009 |
2012 |
12 |
34,12 |
15,09 |
55,77 |
921,24 |
407,43 |
472,67 |
6618,04 |
14350,77 |
2,03 |
9,5715589 |
0,000070 |
7105,44 |
8,869 |
0,495 |
8,798 |
0,008 |
2013 |
1 |
36,29 |
16,13 |
55,55 |
979,83 |
435,51 |
500,75 |
7053,55 |
15330,60 |
2,01 |
9,6376061 |
0,000065 |
7606,19 |
8,937 |
0,496 |
8,861 |
0,008 |
2013 |
2 |
35,16 |
16,03 |
54,41 |
949,32 |
432,81 |
475,20 |
7486,36 |
16279,92 |
1,99 |
9,6976877 |
0,000061 |
8081,39 |
8,997 |
0,496 |
8,921 |
0,008 |
2013 |
3 |
35,42 |
14,96 |
57,76 |
956,34 |
403,92 |
508,19 |
7890,28 |
17236,26 |
1,98 |
9,7547706 |
0,000058 |
8589,58 |
9,058 |
0,498 |
8,973 |
0,008 |
2013 |
4 |
33,65 |
19,53 |
41,96 |
908,55 |
527,31 |
350,73 |
8417,93 |
18144,81 |
1,99 |
9,8061398 |
0,000055 |
8940,31 |
9,098 |
0,493 |
9,038 |
0,007 |
2013 |
5 |
34,49 |
16,96 |
50,83 |
931,23 |
457,92 |
435,48 |
8945,24 |
19076,04 |
1,98 |
9,8561884 |
0,000052 |
9375,79 |
9,146 |
0,491 |
9,099 |
0,007 |
2013 |
6 |
34,94 |
18,34 |
47,51 |
943,38 |
495,18 |
412,34 |
9440,42 |
20019,42 |
1,96 |
9,9044581 |
0,000050 |
9788,13 |
9,189 |
0,489 |
9,153 |
0,007 |
Рисунок 13.3 – Характеристика вытеснения методом Назарова на участке нагнетательной скважины №1116 в результате вибровоздействия
Таблица 13.2 - Коэффициенты A и B по характеристикам вытеснения
|
Cазонова |
Камбарова |
Назарова |
Максимова |
Давыдова |
Говорова-Рябинина |
Пивердяна |
Абызбаева |
|
LnQж |
1/Qж |
Qв |
lnQв |
Qв/Qж |
lnQн |
1/Qж1/2 |
lnQж |
А |
-31218 |
8917,41 |
2,1372 |
-28389 |
148415 |
-0,2513 |
13118,6 |
-0,8545 |
В |
4113,5 |
-4 634 364877 |
-0,000009 |
3454,2 |
-299292 |
1,0193 |
-989 413,12 |
1,0012 |
Таблица 13.3 - Расчетные значения базовой добычи нефти для кривых интегральной зависимости по участку № 1116
Год |
Мес |
Сазонов |
Камбаров |
Максимов |
Давыдов |
Говоров-Рябинин |
Пирвердян |
Абызбаев |
Назаров |
2011 |
7 |
-5534,34 |
-4640978,2 |
-4159,74 |
-1882,19 |
303,79 |
-13652,88 |
260,43 |
277,05 |
2011 |
8 |
-2625,09 |
-2362138,4 |
-1725,73 |
2207,55 |
714,6 |
-8464,46 |
682,01 |
683,42 |
2011 |
9 |
-826,84 |
-1554717,6 |
-220,32 |
4645,17 |
1143,8 |
-4152,02 |
1128,93 |
1113,11 |
2011 |
10 |
509,4 |
-1138642,8 |
975,83 |
3375,63 |
1634,88 |
-1481,3 |
1606,73 |
1572,58 |
2011 |
11 |
1565,18 |
-889776,71 |
1892,53 |
3498,55 |
2135,54 |
355,37 |
2105,53 |
2052,65 |
2011 |
12 |
2484,74 |
-717424,17 |
2706,35 |
2992,19 |
2697,56 |
1782,04 |
2652,72 |
2580,4 |
2012 |
1 |
3242,7 |
-600502,1 |
3368,76 |
2909,42 |
3256,29 |
2849,04 |
3201,32 |
3110,79 |
2012 |
2 |
3757,14 |
-532060,23 |
3793,42 |
3846,11 |
3671,19 |
3521,7 |
3633,19 |
3529 |
2012 |
3 |
4216,29 |
-477491,37 |
4187,2 |
4093,35 |
4101,15 |
4089,15 |
4065,13 |
3948,48 |
2012 |
4 |
4642,9 |
-431733,06 |
4550,86 |
4410,11 |
4541,26 |
4590,04 |
4510,31 |
4381,84 |
2012 |
5 |
4990,06 |
-397690,05 |
4837,89 |
5018,9 |
4920,7 |
4979,79 |
4906,9 |
4768,59 |
2012 |
6 |
5391,9 |
-361555,7 |
5214,03 |
3988,35 |
5464,94 |
5411,78 |
5408,06 |
5260,13 |
2012 |
7 |
5757,3 |
-331491,17 |
5509,38 |
4897,48 |
5933,05 |
5787,54 |
5906,6 |
5749 |
2012 |
8 |
6085,36 |
-306582,58 |
5806,16 |
4464,1 |
6442,84 |
6111,62 |
6392,03 |
6227,91 |
2012 |
9 |
6325,37 |
-289521,11 |
5994,75 |
5272,98 |
6788,82 |
6341,05 |
6771,55 |
6601,98 |
2012 |
10 |
6501,83 |
-277567,73 |
6121,47 |
6331,71 |
7031,47 |
6505,71 |
7064,52 |
6890,61 |
2012 |
11 |
6761,83 |
-260822,35 |
6347,01 |
6369,49 |
7484,57 |
6742,27 |
7518,85 |
7341,58 |
2012 |
12 |
6995,64 |
-246600,71 |
6537,09 |
6899,84 |
7888,61 |
6949,01 |
7951,73 |
7771,65 |
2013 |
1 |
7237,47 |
-232678,87 |
6741,54 |
7141,99 |
8347,15 |
7157,04 |
8425,12 |
8243,97 |
2013 |
2 |
7497,92 |
-218531,48 |
6976,88 |
6814,22 |
8907,5 |
7374,67 |
8965,86 |
8786,81 |
2013 |
3 |
7764,81 |
-204892,92 |
7235,11 |
5809,67 |
9565,05 |
7590,97 |
9555,26 |
9382,96 |
2013 |
4 |
7996,18 |
-193732 |
7397,16 |
7350,67 |
10001,88 |
7773,16 |
10096,92 |
9926,14 |
2013 |
5 |
8210,79 |
-183901,12 |
7580,57 |
7488,19 |
10520,09 |
7937,84 |
10626,25 |
10462,79 |
2013 |
6 |
8424,91 |
-174567,41 |
7764,13 |
7603,69 |
11065,24 |
8098,12 |
11181,57 |
11028,11 |
Таблица 13.4 - Фактические значения базовой добычи нефти для кривых интегральной зависимости по участку №1116
Год |
Мес |
Сазонов |
Камбаров |
Максимов |
Давыдов |
Говоров-Рябинин |
Пирвердян |
Абызбаев |
Назаров |
2011 |
7 |
5523,83 |
4619867,6 |
4180,19 |
1984,73 |
-21,55 |
15052,43 |
-9,87 |
2,33 |
2011 |
8 |
3047,91 |
2341461,1 |
2179,51 |
-1671,67 |
0,97 |
8297,35 |
1,88 |
26,46 |
2011 |
9 |
1715,33 |
1534506 |
1139,77 |
-3643,63 |
37,44 |
4450,57 |
20,63 |
62,44 |
2011 |
10 |
843,09 |
1118895,2 |
407,62 |
-1910,09 |
10,36 |
2243,85 |
6,83 |
66,97 |
2011 |
11 |
284,31 |
870526,1 |
-12,08 |
-1536,01 |
6,7 |
904,18 |
5,03 |
83,9 |
2011 |
12 |
-103,25 |
698705,56 |
-293,9 |
-497,65 |
-23,32 |
9,51 |
-10,16 |
88,15 |
2012 |
1 |
-322,88 |
582321,82 |
-417,97 |
123,45 |
-43,71 |
-519,16 |
-20,42 |
96,09 |
2012 |
2 |
-387,99 |
514329,29 |
-393,3 |
-363,9 |
-9,28 |
-742,49 |
-2,96 |
127,22 |
2012 |
3 |
-413,13 |
460194,43 |
-353,08 |
-177,14 |
-5,24 |
-875,94 |
-0,91 |
141,74 |
2012 |
4 |
-389,41 |
414886,45 |
-266,41 |
-43,57 |
4,98 |
-926,49 |
4,25 |
158,71 |
2012 |
5 |
-322,57 |
381257,44 |
-139,44 |
-238,36 |
39,54 |
-902,24 |
21,66 |
185,96 |
2012 |
6 |
-267,07 |
345580,43 |
-58,25 |
1249,52 |
-47,36 |
-876,89 |
-22,16 |
151,75 |
2012 |
7 |
-103,15 |
316045,23 |
175,73 |
869,73 |
13,86 |
-723,32 |
8,63 |
192,22 |
2012 |
8 |
29,46 |
291597,3 |
339,62 |
1763,78 |
-35,27 |
-586,74 |
-16,13 |
173,97 |
2012 |
9 |
202,79 |
274949,17 |
564,37 |
1368,22 |
32,09 |
-402,83 |
17,68 |
213,23 |
2012 |
10 |
369,99 |
263339,45 |
781,32 |
653,17 |
133,11 |
-223,83 |
68,37 |
268,28 |
2012 |
11 |
565,33 |
247049,41 |
1011,11 |
1070,72 |
135,34 |
-5,06 |
69,37 |
272,64 |
2012 |
12 |
793,19 |
233289,43 |
1282,69 |
1002,04 |
192,96 |
249,87 |
98,16 |
304,23 |
2013 |
1 |
1039,36 |
219855,59 |
1566,24 |
1247,89 |
222,42 |
529,84 |
112,78 |
319,91 |
2013 |
2 |
1299,57 |
206228,87 |
1851,57 |
2096,32 |
182,74 |
832,88 |
92,7 |
297,74 |
2013 |
3 |
1553,35 |
193110,98 |
2114 |
3621,54 |
45,86 |
1137,25 |
23,97 |
222,26 |
2013 |
4 |
1968,31 |
182596,39 |
2598,29 |
2726,87 |
255,36 |
1601,39 |
128,64 |
325,41 |
2013 |
5 |
2293,7 |
173305,51 |
2954,88 |
3129,35 |
277,15 |
1976,71 |
139,31 |
328,76 |
2013 |
6 |
2644,58 |
164536,8 |
3336,32 |
3578,85 |
297 |
2381,43 |
148,99 |
328,44 |
Таблица 13.5 - Коэффициенты по критерию Тейла
Cазонова |
Камбарова |
Назарова |
Максимова |
Давыдова |
Говорова-Рябинина |
Пирвердяна |
Абызбаева |
0,00191347 |
0,071847011 |
0,00011354 |
0,02112254 |
0,0013103 |
0,0000297 |
0,000134122 |
0,00171132 |
Критерий Тейла наиболее близок к 0 в базовых кривых, рассчитанных по методам Говоров – Рябинин, Абызбаев, Назаров.
Рисунок. 13.4 – Графика расчета дополнительной добычи нефти за счет применения вибровоздействия (ВДХВ)
Рассмотрим
эффективность проведенного мероприятия
методом ГКО на нагнетательной скважине
№1477,реагирующие скважины №21221,
21424Д,21428,32588.
Рисунок 13.5 – Характеристика вытеснения
методом Сазонов на участке нагнетательной
скважины № 3580 в результате применения
ГКО
Рисунок 13.6 – Характеристика вытеснения методом Максимова
Таблица 13.6 - Коэффициенты A и B по характеристикам вытеснения
|
Сазонов |
Камбаров |
Максимов |
Давыдов |
Говоров-Рябинин |
Пирвердян |
Абызбаев |
Назаров |
A |
-18318 |
5261,23 |
-17043 |
45478 |
-0,4984 |
7674,32 |
-0,9864 |
2,0862173 |
B |
2163,4 |
-1 630 033 626,01 |
2217,4 |
-90650 |
1,0223 |
-402314,92 |
1,0113 |
-0,000035 |
Рисунок 13.7 – Характеристика вытеснения методом Пирвердяна на участке нагнетательной скважины № 1477 в результате применения ГКО
Таблица 13.7 - Расчет технологической эффективности метода ГКК на участке № 1477
Год |
Мес |
qж, т/сут |
qн, т/сут |
Жид, т/мес |
Неф, т/мес |
Вода, т/мес |
Qж |
Qн |
Qв |
LnQж |
1/Qж |
lnQв |
Qв/Qж |
lnQн |
1/Qж1/2 |
2011 |
7 |
32,46 |
15,77 |
876,42 |
425,79 |
450,63 |
876,42 |
425,79 |
450,63 |
6,78 |
0,0011 |
6,1106 |
0,5142 |
6,0539 |
0,0338 |
2011 |
8 |
29,3 |
14,13 |
791,1 |
381,51 |
409,59 |
1667,52 |
807,3 |
860,22 |
7,42 |
0,0006 |
6,7572 |
0,5159 |
6,6937 |
0,0245 |
2011 |
9 |
26,7 |
13,63 |
720,9 |
368,01 |
352,89 |
2388,42 |
1175,31 |
1213,11 |
7,78 |
0,0004 |
7,1009 |
0,5079 |
7,0693 |
0,0205 |
2011 |
10 |
25,9 |
13,1 |
699,3 |
353,7 |
345,6 |
3087,72 |
1529,01 |
1558,71 |
8,04 |
0,0003 |
7,3516 |
0,5048 |
7,3324 |
0,0180 |
2011 |
11 |
25,6 |
12,86 |
691,2 |
347,22 |
343,98 |
3778,92 |
1876,23 |
1902,69 |
8,24 |
0,0003 |
7,5510 |
0,5035 |
7,5370 |
0,0163 |
2011 |
12 |
21,8 |
11,93 |
588,6 |
322,11 |
266,49 |
4367,52 |
2198,34 |
2169,18 |
8,38 |
0,0002 |
7,6821 |
0,4967 |
7,6955 |
0,0151 |
2012 |
1 |
18,31 |
11,06 |
494,37 |
298,62 |
195,75 |
4861,89 |
2496,96 |
2364,93 |
8,49 |
0,0002 |
7,7685 |
0,4864 |
7,8228 |
0,0143 |
2012 |
2 |
19,1 |
10,84 |
515,7 |
292,68 |
223,02 |
5377,59 |
2789,64 |
2587,95 |
8,59 |
0,0002 |
7,8586 |
0,4812 |
7,9337 |
0,0136 |
2012 |
3 |
17,16 |
10,41 |
463,32 |
281,07 |
182,25 |
5840,91 |
3070,71 |
2770,2 |
8,67 |
0,0002 |
7,9267 |
0,4743 |
8,0297 |
0,0131 |
2012 |
4 |
16,4 |
9,64 |
442,8 |
260,28 |
182,52 |
6283,71 |
3330,99 |
2952,72 |
8,75 |
0,0002 |
7,9905 |
0,4699 |
8,1110 |
0,0126 |
2012 |
5 |
20,33 |
8,71 |
548,91 |
235,17 |
313,74 |
6832,62 |
3566,16 |
3266,46 |
8,83 |
0,0001 |
8,0915 |
0,4781 |
8,1792 |
0,0121 |
2012 |
6 |
21,5 |
9,23 |
580,5 |
249,21 |
331,29 |
7413,12 |
3815,37 |
3597,75 |
8,91 |
0,0001 |
8,1881 |
0,4853 |
8,2468 |
0,0116 |
2012 |
7 |
19,31 |
10,21 |
521,37 |
275,67 |
245,7 |
7934,49 |
4091,04 |
3843,45 |
8,98 |
0,0001 |
8,2541 |
0,4844 |
8,3166 |
0,0112 |
2012 |
8 |
19,23 |
9,82 |
519,21 |
265,14 |
254,07 |
8453,7 |
4356,18 |
4097,52 |
9,04 |
0,0001 |
8,3181 |
0,4847 |
8,3794 |
0,0109 |
2012 |
9 |
18,44 |
9,04 |
497,88 |
244,08 |
253,8 |
8951,58 |
4600,26 |
4351,32 |
9,10 |
0,0001 |
8,3782 |
0,4861 |
8,4339 |
0,0106 |
2012 |
10 |
17,65 |
7,92 |
476,55 |
213,84 |
262,71 |
9428,13 |
4814,1 |
4614,03 |
9,15 |
0,0001 |
8,4369 |
0,4894 |
8,4793 |
0,0103 |
2012 |
11 |
18,89 |
7,24 |
510,03 |
195,48 |
314,55 |
9938,16 |
5009,58 |
4928,58 |
9,20 |
0,0001 |
8,5028 |
0,4959 |
8,5191 |
0,0100 |
2012 |
12 |
18,34 |
7,75 |
495,18 |
209,25 |
285,93 |
10433,34 |
5218,83 |
5214,51 |
9,25 |
0,0001 |
8,5592 |
0,4998 |
8,5600 |
0,0098 |
2013 |
1 |
19,21 |
8,2 |
518,67 |
221,4 |
297,27 |
10952,01 |
5440,23 |
5511,78 |
9,30 |
0,0001 |
8,6146 |
0,5033 |
8,6016 |
0,0096 |
2013 |
2 |
19,6 |
7,63 |
529,2 |
206,01 |
323,19 |
11481,21 |
5646,24 |
5834,97 |
9,35 |
0,0001 |
8,6716 |
0,5082 |
8,6387 |
0,0093 |
2013 |
3 |
19,68 |
7,4 |
531,36 |
199,80 |
331,56 |
12012,57 |
5846,04 |
6166,53 |
9,39 |
0,0001 |
8,7269 |
0,5133 |
8,6735 |
0,0091 |
2013 |
4 |
20,43 |
7,62 |
551,61 |
205,74 |
345,87 |
12564,18 |
6051,78 |
6512,4 |
9,44 |
0,0001 |
8,7815 |
0,5183 |
8,7081 |
0,0089 |
2013 |
5 |
22,69 |
8,72 |
612,63 |
235,44 |
377,19 |
13176,81 |
6287,22 |
6889,59 |
9,49 |
0,0001 |
8,8378 |
0,5229 |
8,7463 |
0,0087 |
2013 |
6 |
22,87 |
9,02 |
617,49 |
243,54 |
373,95 |
13794,3 |
6530,76 |
7263,54 |
9,53 |
0,0001 |
8,8906 |
0,5266 |
8,7843 |
0,0085 |
Таблица 13.8 - Расчетные значения базовой добычи нефти для кривых интегральной зависимости по участку №1477
Год |
Мес |
Сазонов |
Камбаров |
Максимов |
Давыдов |
Говоров-Рябинин |
Пирвердян |
Абызбаев |
Назаров |
2011 |
7 |
-2316,32 |
-2054387,5 |
-2705,9 |
4551,76 |
154,77 |
-7265,57 |
120,02 |
155,29 |
2011 |
8 |
-586,42 |
-1002242,3 |
-812,87 |
2510 |
526,59 |
-2927,73 |
486,4 |
519,68 |
2011 |
9 |
394,16 |
-668431,12 |
247,49 |
1539,04 |
911,12 |
-1081,43 |
851,95 |
882,61 |
2011 |
10 |
965,81 |
-528322,96 |
843,1 |
1375,53 |
1217,15 |
-167,09 |
1147,71 |
1176,9 |
2011 |
11 |
1379,85 |
-445806,08 |
1268,49 |
1366,04 |
1488,71 |
430,25 |
1411,99 |
1440,79 |
2011 |
12 |
1712,05 |
-389171,74 |
1596,09 |
1607,55 |
1734,26 |
873,57 |
1660,69 |
1689,85 |
2012 |
1 |
1962,23 |
-351416,29 |
1849,31 |
1670,93 |
1949,1 |
1187,71 |
1872,79 |
1903,27 |
2012 |
2 |
2138,05 |
-327144,14 |
2009,2 |
2040,81 |
2097,24 |
1398,88 |
2036,08 |
2067,53 |
2012 |
3 |
2306,87 |
-305457,27 |
2179,32 |
2096,5 |
2266,41 |
1594,48 |
2204,86 |
2238,41 |
2012 |
4 |
2535,68 |
-278399,31 |
2401 |
2330,98 |
2506,14 |
1848,81 |
2454,02 |
2491,33 |
2012 |
5 |
2765,71 |
-253681,11 |
2645,48 |
2180,41 |
2798,29 |
2092,55 |
2730,39 |
2774,58 |
2012 |
6 |
2991,68 |
-231603,79 |
2894,23 |
1877,92 |
3128,62 |
2320,86 |
3029,75 |
3084,23 |
2012 |
7 |
3173,77 |
-215267,88 |
3091,79 |
1684,78 |
3417,21 |
2497,16 |
3292,99 |
3358,42 |
2012 |
8 |
3323,63 |
-202723,98 |
3252,98 |
1550,67 |
3671,43 |
2637,32 |
3525,59 |
3602,25 |
2012 |
9 |
3486,21 |
-189974,41 |
3424,78 |
1460,64 |
3962,39 |
2784,49 |
3795,41 |
3886,77 |
2012 |
10 |
3621,01 |
-180040,4 |
3583,61 |
1086,48 |
4251,09 |
2902,78 |
4033,82 |
4142,06 |
2012 |
11 |
3756,39 |
-170610,27 |
3749,01 |
598,74 |
4573,34 |
3018,28 |
4287,54 |
4416,95 |
2012 |
12 |
3879,77 |
-162468,23 |
3885,2 |
420,72 |
4856,36 |
3120,74 |
4531,95 |
4681,86 |
2013 |
1 |
4006,92 |
-154504,28 |
4033,52 |
87,98 |
5183,9 |
3223,61 |
4797,73 |
4973,82 |
2013 |
2 |
4137,13 |
-146775,22 |
4180,02 |
-153,94 |
5528,51 |
3326,16 |
5085,33 |
5291,83 |
2013 |
3 |
4261,37 |
-139782,28 |
4324,44 |
-473,71 |
5890,02 |
3421,44 |
5375,12 |
5616,6 |
2013 |
4 |
4384,1 |
-133221,32 |
4463,09 |
-715,27 |
6258,77 |
3513,17 |
5676,95 |
5957,57 |
2013 |
5 |
4505,53 |
-127052,66 |
4603,38 |
-1015,17 |
6654,81 |
3601,64 |
5991,6 |
6318 |
2013 |
6 |
4616,09 |
-121701,28 |
4741,45 |
-1489,64 |
7068,52 |
3680,28 |
6292,7 |
6670,54 |
Таблица 13.9 - Фактические значения базовой добычи нефти для кривых интегральной зависимости по участку №1477
Год |
Мес |
Сазонов |
Камбаров |
Максимов |
Давыдов |
Говоров-Рябинин |
Пирвердян |
Абызбаев |
Назаров |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
2011 |
11 |
2401,75 |
2028506,5 |
2497,87 |
-4739,98 |
41,18 |
6355,75 |
-42,21 |
11,98 |
2011 |
12 |
1031,35 |
976720,74 |
964,34 |
-2338,72 |
28,86 |
2377,41 |
-49,09 |
7,09 |
2012 |
1 |
395,77 |
643254,6 |
248,98 |
-1022,76 |
-10,67 |
876,11 |
-69,64 |
-10,84 |
2012 |
2 |
109,12 |
503431,44 |
-61,63 |
-574,25 |
-31,7 |
246,77 |
-80,4 |
-20,13 |
2012 |
3 |
-48,17 |
421171,31 |
-230,27 |
-308,01 |
-46,51 |
-93,82 |
-87,93 |
-27,27 |
2012 |
4 |
-128,37 |
364788,97 |
-305,87 |
-297,52 |
-40,06 |
-285,14 |
-84,63 |
-24,33 |
2012 |
5 |
-169,3 |
327242,77 |
-349,84 |
-151,65 |
-45,65 |
-390,03 |
-87,48 |
-28,5 |
2012 |
6 |
-166,37 |
303149,37 |
-330,98 |
-342,78 |
-15,04 |
-422,45 |
-72,02 |
-14,01 |
2012 |
7 |
-166,94 |
281630,75 |
-332,85 |
-230,22 |
-15,96 |
-449,8 |
-72,55 |
-16,64 |
2012 |
8 |
-137,25 |
254831,29 |
-296,03 |
-206,2 |
2,81 |
-445,63 |
-63,21 |
-11,06 |
2012 |
9 |
-107,28 |
230373,09 |
-280,51 |
204,37 |
-29,34 |
-429,37 |
-79,58 |
-34,31 |
2012 |
10 |
-65,5 |
208563,52 |
-261,51 |
774,61 |
-91,92 |
-389,93 |
-111,19 |
-76,21 |
2012 |
11 |
-10,09 |
192465,11 |
-221,57 |
1205,25 |
-143,01 |
-328,73 |
-136,93 |
-112,9 |
2012 |
12 |
50,8 |
180131,96 |
-172,01 |
1550,11 |
-186,48 |
-258,14 |
-158,78 |
-145,98 |
2013 |
1 |
136,72 |
167630,89 |
-95,31 |
1888,64 |
-228,94 |
-156,81 |
-180,1 |
-182 |
Продолжение таблицы 13.9
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
2013 |
2 |
190,17 |
157885,13 |
-65,89 |
2451,05 |
-329,39 |
-86,85 |
-230,26 |
-249,04 |
2013 |
3 |
240,54 |
148640,75 |
-45,54 |
3124,54 |
-465,89 |
-16,6 |
-298,23 |
-338,18 |
2013 |
4 |
323,41 |
140704,96 |
24,52 |
3508,81 |
-542,66 |
87,19 |
-336,39 |
-396,84 |
2013 |
5 |
401,26 |
132946,01 |
81,2 |
4046,55 |
-665,2 |
189,32 |
-397,17 |
-483,8 |
2013 |
6 |
502,8 |
125448,7 |
166,45 |
4520,22 |
-778,06 |
318,52 |
-453,02 |
-570,06 |
2013 |
7 |
598,31 |
118675,51 |
241,78 |
5059,74 |
-919,82 |
442,99 |
-523,06 |
-675,08 |
2013 |
8 |
712,33 |
112351,3 |
339,88 |
5538,05 |
-1051,82 |
588,01 |
-588,14 |
-779,3 |
2013 |
9 |
826,65 |
106418,39 |
435,34 |
6073,7 |
-1212,11 |
735,29 |
-667,04 |
-903,98 |
2013 |
10 |
908,34 |
101259,26 |
489,52 |
6740,42 |
-1433,57 |
848,9 |
-775,89 |
-1064,27 |
Таблица 13.10 - Коэффициенты по критерию Тейла
Cазонова |
Камбарова |
Назарова |
Максимова |
Давыдова |
Говорова-Рябинина |
Пивердяна |
Абызаева |
0,013263478 |
0,06984844 |
0,46246254 |
0,029674674 |
0,03743419 |
0,125425462 |
0,02842441 |
0,121254362 |
Рисунок 13.8 – Графика расчета дополнительной добычи нефти за счет применения метода ГКО
Рисунок 13.9 – Характеристика вытеснения методом Абызаев на участке нагнетательной скважины № 1422 в результате применения КПАС
Таблица 13.11 - Расчетные значения базовой добычи нефти для кривых интегральной зависимости по участку № 1422
Год |
Мес |
Сазонов |
Камбаров |
Максимов |
Давыдов |
Говоров-Рябинин |
Пирвердян |
Абызаев |
Назаров |
2011 |
11 |
-2800,67 |
-19629,71 |
-2772,29 |
978097,44 |
164,86 |
-4971,81 |
171,92 |
194,25 |
2011 |
12 |
-804,21 |
-6226,58 |
-808,78 |
979569,28 |
561,78 |
-1028,92 |
570,6 |
591,38 |
2012 |
1 |
194,92 |
-2462,75 |
182,63 |
979951,51 |
904,97 |
455,58 |
915,38 |
933,51 |
2012 |
2 |
829,72 |
-707,33 |
818,3 |
979965,12 |
1202,61 |
1264,38 |
1212,38 |
1227,61 |
2012 |
3 |
1370,84 |
492,72 |
1349,17 |
980410,98 |
1511,8 |
1881,89 |
1528,15 |
1539,81 |
2012 |
4 |
1824,88 |
1328,18 |
1812,06 |
980095,89 |
1836,55 |
2353,92 |
1847,61 |
1855,24 |
2012 |
5 |
2221,63 |
1950,61 |
2203,74 |
980326,13 |
2159,05 |
2734,8 |
2175,21 |
2178,34 |
2012 |
6 |
2538,44 |
2385,36 |
2521,91 |
980296,09 |
2458,26 |
3019,27 |
2474,35 |
2473,09 |
2012 |
7 |
2830,56 |
2743,04 |
2814,79 |
980288,46 |
2767,14 |
3267,05 |
2783,7 |
2777,67 |
2012 |
8 |
3101,5 |
3041,59 |
3077,83 |
980620,07 |
3075,04 |
3485,06 |
3102,71 |
3091,54 |
2012 |
9 |
3334,65 |
3275,36 |
3311,21 |
980628,81 |
3374,86 |
3664,02 |
3404,56 |
3388,32 |
2012 |
10 |
3577,83 |
3498,39 |
3565,36 |
980213,97 |
3732,7 |
3842,55 |
3748,97 |
3726,74 |
2012 |
11 |
3782,19 |
3670,75 |
3768,28 |
980286,49 |
4043,94 |
3986,42 |
4063,84 |
4035,96 |
2012 |
12 |
3959,6 |
3810,06 |
3941,21 |
980476,59 |
4328,56 |
4106,93 |
4357,56 |
4324,27 |
2013 |
1 |
4081,82 |
3900,78 |
4050,35 |
981000 |
4517,94 |
4187,66 |
4571,63 |
4534,31 |
2013 |
2 |
4187,35 |
3975,86 |
4111,78 |
982724,27 |
4627,99 |
4255,89 |
4764,59 |
4723,56 |
2013 |
3 |
4331,66 |
4073,83 |
4259,31 |
982610,58 |
4902,9 |
4347,05 |
5041,19 |
4994,8 |
2013 |
4 |
4466,69 |
4160,83 |
4398,13 |
982474,03 |
5175,86 |
4430,14 |
5313,98 |
5262,21 |
2013 |
5 |
4603,85 |
4244,82 |
4541,45 |
982245,35 |
5473 |
4512,42 |
5605,65 |
5548,03 |
2013 |
6 |
4736,53 |
4322,06 |
4654 |
983032,7 |
5717,81 |
4590,03 |
5902,52 |
5838,83 |
2013 |
7 |
4876,95 |
4399,75 |
4801,33 |
982776,84 |
6054,32 |
4670,09 |
6233,32 |
6162,78 |
2013 |
8 |
5006,48 |
4467,87 |
4933,27 |
982693,43 |
6371,88 |
4742,11 |
6554,37 |
6477,08 |
2013 |
9 |
5134,52 |
4532,04 |
5065,78 |
982530,28 |
6707,05 |
4811,6 |
6887,52 |
6803,12 |
2013 |
10 |
5262,41 |
4593,14 |
5205,38 |
982086,04 |
7078,64 |
4879,36 |
7236,71 |
7144,75 |
Таблица 13.12 - Фактические значения базовой добычи нефти для кривых интегральной зависимости по участку №1422
Год |
Мес |
Сазонов |
Камбаров |
Максимов |
Давыдов |
Говоров-Рябинин |
Пирвердян |
Абызбаев |
Назаров |
2011 |
11 |
2715,27 |
19377,16 |
2671,56 |
-978293,05 |
-21,37 |
4892,3 |
-19,57 |
-26,73 |
2011 |
12 |
1122,21 |
6377,43 |
1111,45 |
-979361,49 |
-14,89 |
1352,81 |
-14,85 |
-20,46 |
2012 |
1 |
470,08 |
2960,6 |
467,04 |
-979396,72 |
-11,08 |
215,31 |
-12,63 |
-15,59 |
2012 |
2 |
130,08 |
1499,98 |
126,17 |
-979115,53 |
-13,92 |
-298,69 |
-14,83 |
-14,89 |
2012 |
3 |
-86,84 |
624,13 |
-80,5 |
-979237,19 |
1,09 |
-592 |
-6,4 |
-2,89 |
2012 |
4 |
-232,48 |
97,07 |
-234,99 |
-978613,7 |
-15,26 |
-755,63 |
-17,46 |
-9,92 |
2012 |
5 |
-296,83 |
-192,96 |
-294,27 |
-978511,54 |
-5,36 |
-804,11 |
-12,66 |
-0,62 |
2012 |
6 |
-318,04 |
-332,11 |
-316,84 |
-978185,9 |
-8,97 |
-792,98 |
-16,2 |
0,23 |
2012 |
7 |
-303,96 |
-383,59 |
-303,52 |
-977872,07 |
-11,65 |
-734,56 |
-19,35 |
1,85 |
2012 |
8 |
-242,7 |
-349,94 |
-234,36 |
-977871,48 |
12,65 |
-620,37 |
-6,16 |
20,18 |
2012 |
9 |
-175,25 |
-283,11 |
-167,14 |
-977579,62 |
13,43 |
-498,73 |
-7,41 |
24 |
2012 |
10 |
-100,63 |
-188,34 |
-103,49 |
-976846,98 |
-26,61 |
-359,46 |
-34,02 |
3,38 |
2012 |
11 |
10,41 |
-45,3 |
8,99 |
-976604,1 |
-22,45 |
-187,93 |
-33,49 |
9,56 |
2012 |
12 |
136 |
118,39 |
139,06 |
-976491,2 |
-4,07 |
-5,44 |
-24,21 |
24,25 |
2013 |
1 |
262,98 |
276,87 |
279,12 |
-976765,41 |
55,75 |
163,03 |
10,92 |
63,41 |
2013 |
2 |
477,65 |
521,99 |
537,89 |
-978169,48 |
265,9 |
415 |
138,16 |
194,27 |
2013 |
3 |
607,34 |
698,02 |
664,36 |
-977781,79 |
264,99 |
597,84 |
135,56 |
197,07 |
2013 |
4 |
739,51 |
878,22 |
792,74 |
-977378,04 |
259,23 |
781,95 |
129,97 |
196,87 |
2013 |
5 |
879,55 |
1071,43 |
926,62 |
-976872,16 |
239,29 |
976,87 |
115,5 |
188,27 |
2013 |
6 |
1119,67 |
1366,99 |
1186,87 |
-977286,71 |
367,28 |
1272,06 |
191,43 |
270,27 |
2013 |
7 |
1294,05 |
1604,1 |
1354,34 |
-976716,05 |
345,57 |
1506,8 |
175,43 |
261,07 |
2013 |
8 |
1484,12 |
1855,58 |
1542 |
-976313,04 |
347,61 |
1754,38 |
173,98 |
266,37 |
2013 |
9 |
1678,68 |
2114,01 |
1732,09 |
-975827,29 |
335,04 |
2007,49 |
163,43 |
262,97 |
2013 |
10 |
1856,79 |
2358,91 |
1898,49 |
-975077,05 |
269,45 |
2245,73 |
120,24 |
227,37 |
Таблица 13.13 - Расчет технологической эффективности метода КПАС на участке №1422
Год |
Мес |
qж, т/сут |
qн, т/сут |
Жид, т/мес |
Неф, т/мес |
Вода, т/мес |
Qж |
Qн |
Qв |
LnQж |
1/Qж |
lnQв |
Qв/Qж |
lnQн |
1/Qж1/2 |
Qж/Qн |
2011 |
11 |
38,32 |
17,21 |
1034,64 |
464,67 |
569,97 |
1034,64 |
464,67 |
569,97 |
6,941809 |
0,000967 |
6,345584 |
0,5509 |
6,1413 |
0,0311 |
2,2266 |
2011 |
12 |
33,41 |
16,83 |
902,07 |
454,41 |
447,66 |
1936,71 |
919,08 |
1017,63 |
7,568746 |
0,000516 |
6,925232 |
0,5254 |
6,8234 |
0,0227 |
2,1072 |
2012 |
1 |
29,31 |
15,94 |
791,37 |
430,38 |
360,99 |
2728,08 |
1349,46 |
1378,62 |
7,911353 |
0,000367 |
7,228838 |
0,5053 |
7,2075 |
0,0191 |
2,0216 |
2012 |
2 |
28,87 |
15,72 |
779,49 |
424,44 |
355,05 |
3507,57 |
1773,9 |
1733,67 |
8,162679 |
0,000285 |
7,457996 |
0,4943 |
7,4809 |
0,0169 |
1,9773 |
2012 |
3 |
28,54 |
15,3 |
770,58 |
413,1 |
357,48 |
4278,15 |
2187 |
2091,15 |
8,361276 |
0,000234 |
7,645469 |
0,4888 |
7,6903 |
0,0153 |
1,9562 |
2012 |
4 |
27,93 |
14,31 |
754,11 |
386,37 |
367,74 |
5032,26 |
2573,37 |
2458,89 |
8,523624 |
0,000199 |
7,807465 |
0,4886 |
7,8530 |
0,0141 |
1,9555 |
2012 |
5 |
27,65 |
13,87 |
746,55 |
374,49 |
372,06 |
5778,81 |
2947,86 |
2830,95 |
8,661953 |
0,000173 |
7,948368 |
0,4899 |
7,9888 |
0,0132 |
1,9603 |
2012 |
6 |
26,28 |
13,45 |
709,56 |
363,15 |
346,41 |
6488,37 |
3311,01 |
3177,36 |
8,777767 |
0,000154 |
8,063806 |
0,4897 |
8,1050 |
0,0124 |
1,9596 |
2012 |
7 |
26,88 |
12,08 |
725,76 |
326,16 |
399,6 |
7214,13 |
3637,17 |
3576,96 |
8,883797 |
0,000139 |
8,182269 |
0,4958 |
8,1990 |
0,0118 |
1,9834 |
2012 |
8 |
26,41 |
13,64 |
713,07 |
368,28 |
344,79 |
7927,2 |
4005,45 |
3921,75 |
8,978055 |
0,000126 |
8,274293 |
0,4947 |
8,2954 |
0,0112 |
1,9791 |
2012 |
9 |
25,38 |
12,89 |
685,26 |
348,03 |
337,23 |
8612,46 |
4353,48 |
4258,98 |
9,060965 |
0,000116 |
8,356785 |
0,4945 |
8,3787 |
0,0108 |
1,9783 |
2012 |
10 |
26,72 |
12,32 |
721,44 |
332,64 |
388,8 |
9333,9 |
4686,12 |
4647,78 |
9,141408 |
0,000107 |
8,444145 |
0,4979 |
8,4524 |
0,0104 |
1,9918 |
2012 |
11 |
27,21 |
11,88 |
734,67 |
320,76 |
413,91 |
10068,57 |
5006,88 |
5061,69 |
9,217174 |
0,000099 |
8,529456 |
0,5027 |
8,5186 |
0,0100 |
2,0109 |
2012 |
12 |
28,75 |
11,21 |
776,25 |
302,67 |
473,58 |
10844,82 |
5309,55 |
5535,27 |
9,291443 |
0,000092 |
8,618896 |
0,5104 |
8,5773 |
0,0096 |
2,0425 |
2013 |
1 |
26,35 |
10,58 |
711,45 |
285,66 |
425,79 |
11556,27 |
5595,21 |
5961,06 |
9,354983 |
0,000087 |
8,693004 |
0,5158 |
8,6297 |
0,0093 |
2,0654 |
2013 |
2 |
25,84 |
12,33 |
697,68 |
332,91 |
364,77 |
12253,95 |
5928,12 |
6325,83 |
9,413604 |
0,000082 |
8,752397 |
0,5162 |
8,6875 |
0,0090 |
2,0671 |
2013 |
3 |
24,81 |
12,84 |
669,87 |
346,68 |
323,19 |
12923,82 |
6274,8 |
6649,02 |
9,466827 |
0,000077 |
8,802225 |
0,5145 |
8,7443 |
0,0088 |
2,0596 |
2013 |
4 |
25,02 |
13,42 |
675,54 |
362,34 |
313,2 |
13599,36 |
6637,14 |
6962,22 |
9,517778 |
0,000074 |
8,848254 |
0,5120 |
8,8004 |
0,0086 |
2,0490 |
2013 |
5 |
26,43 |
12,51 |
713,61 |
337,77 |
375,84 |
14312,97 |
6974,91 |
7338,06 |
9,568921 |
0,000070 |
8,900830 |
0,5127 |
8,8501 |
0,0084 |
2,0521 |
2013 |
6 |
23,41 |
12,29 |
632,07 |
331,83 |
300,24 |
14945,04 |
7306,74 |
7638,3 |
9,612135 |
0,000067 |
8,940930 |
0,5111 |
8,8966 |
0,0082 |
2,0454 |
2013 |
7 |
22,18 |
11,88 |
598,86 |
320,76 |
278,1 |
15543,9 |
7627,5 |
7916,4 |
9,651424 |
0,000064 |
8,976692 |
0,5093 |
8,9395 |
0,0080 |
2,0379 |
2013 |
8 |
22,83 |
10,65 |
616,41 |
287,55 |
328,86 |
16160,31 |
7915,05 |
8245,26 |
9,690314 |
0,000062 |
9,017394 |
0,5102 |
8,9765 |
0,0079 |
2,0417 |
2013 |
9 |
24,14 |
10,22 |
651,78 |
275,94 |
375,84 |
16812,09 |
8190,99 |
8621,1 |
9,729854 |
0,000059 |
9,061968 |
0,5128 |
9,0108 |
0,0077 |
2,0525 |
2013 |
10 |
25,54 |
11,48 |
689,58 |
309,96 |
379,62 |
17501,67 |
8500,95 |
9000,72 |
9,770052 |
0,000057 |
9,105060 |
0,5143 |
9,0479 |
0,0076 |
2,0588 |
Рисунок 13.10 – Характеристика вытеснения методом Назарова на участке нагнетательной скважины № 1422 в результате применения КПАС
Таблица 13.14 - Коэффициенты A и B по характеристикам вытеснения
|
Сазонов |
Камбаров |
Максимов |
Давыдов |
Говоров-Рябинин |
Пирвердян |
Абызаев |
Назаров |
A |
-20862 |
6 151,81 |
-19602 |
1086272 |
-0,5075 |
7910,94 |
-1,0158 |
2,6259 |
B |
2672,4 |
-23 767 962,43 |
2677,5 |
-172153 |
1,0052 |
-386 422,13 |
1,0073 |
0,00000001 |
Таблица 13.15 - Коэффициенты по критерию Тейла
Cазонова |
Камбарова |
Назарова |
Максимова |
Давыдова |
Говорова-Рябинина |
Пивердяна |
Абызаева |
0,01132513 |
0,01212421 |
0,002134512 |
0,01124124 |
0,19354352 |
0,001132141 |
0,019435345 |
0,00104351 |
Рисунок 13.11– Графика расчета дополнительной добычи нефти за счет применения метода КПАС.
Таблица 13.16 - Коэффициенты A и B по характеристикам вытеснения
|
Сазонов |
Камбаров |
Максимов |
Давыдов |
Говоров-Рябинин |
Пирвердян |
Абызаев |
Назаров |
A |
-7843 |
2 621,51 |
-5963,2 |
-11471 |
1,3415 |
7788,35 |
-0,0145 |
1,544 |
B |
1073 |
-2 984412,78 |
1054,7 |
3389 |
0,8326 |
-398 743,43 |
0,8952 |
-0,0001 |
Таблица 13.17 - Коэффициенты по критерию Тейла
Cазонова |
Камбарова |
Назарова |
Максимова |
Давыдова |
Говорова-Рябинина |
Пивердяна |
Абызаева |
0,0243242 |
0,02857423 |
0,000553414 |
0,02131442 |
0,01052345 |
0,001186473 |
0,0013452432 |
0,00145964 |
В 2012 году применялась 7 методов ОПЗ направленных на увеличения приемистости на нагнетательных скважинах, был выполнен расчет технологический эффективности применяемых методов, отметим что, была получена дополнительная добыча по реагирующим скважинам. Для каждого метода она различна, но в целом все методы эффективны и применяются по сегодняшний день.
Таблица 13.18 – Итоговая таблица по всем скважинам и методам
Методы |
Нагнетательные скважины |
Реагирующие скважины |
Фактическая добыча нефти, т |
Расчетная добыча нефти, т |
ВДХВ |
1116 |
5697 |
11505 |
11241,5 |
14717 |
||||
21426 |
||||
ГКО |
14779 |
21221 |
5812 |
4712,6 |
21424Д |
||||
21428 |
||||
32588 |
||||
32553 |
||||
КПАС |
21422 |
5696 |
7552,6 |
7335,31 |
5697 |
||||
17457 |
||||
32588 |
||||
32592 |
||||
КАРФАС |
32513 |
11328 |
3221,67 |
2786,76 |
14. Расчет свойств пластов по результатам исследованиям скважин до и после ОПЗ.
Произведем расчет технологических параметров таких как гидропроводность, подвижность, проницаемость, пьезопроводность, скин – эффект.
1. Определим угловой коэффициент В
В=ΔР1-ΔР2/lg t1-lg t2;
где ΔР1 - забойное давление, МПа
t - время исследования, с
2. Вычислим коэффициент гидропроводности
kh/μ=Q·b/4·π·В;
где Q - приемистость скважины, м3/сут
b - объемный коэффициент
3. Определим подвижность флюида
к/μ= kh/μ·1/h;
где h - толщина пласта, м
μ - вязкость, мПа·с
4. Определим проницаемость
к=к/μ·μ;
5. Вычислим коэффициент пьезопроводности
χ = к/μ·β*;
где β*-сжимаемость, Па-1
6. Вычислим скин – эффект
χ/rпр2=1/2,25·еА/tgα ,
где А – продолжение прямолинейного участка КВД
Таблица 14.1 – Исходные данные для расчета свойств пластов
Скважины |
h, м |
m, % |
Β*, Па-1 |
1116 |
3,8 |
19,6 |
2,869 |
1472 |
4,2 |
21,2 |
3,524 |
1477 |
6,1 |
18 |
2,663 |
1114 |
3,9 |
15,9 |
2,551 |
1388 |
2,7 |
22,1 |
3,445 |
1422 |
4,2 |
22 |
3,204 |
2513 |
3,5 |
17,9 |
2,663 |
Пример расчета свойств пластов до ОПЗ на скважине №1116
1. Определим угловой коэффициент В
В=ΔР1-ΔР2/lg t1-lg t2=3,6-2,6/4,25-3,10=0,87МПа
2. Вычислим коэффициент гидропроводности
kh/μ=Q·b/4·π·В=11,84·10-4·1,13/4·3,14·0,87·106=1,224·10-10м3/Па·с
3. Определим подвижность флюида
к/μ= kh/μ·1/h=1,224·10-10·1/4=0,306·10-10м2/Па·с
4. Определим проницаемость
к=к/μ·μ=0,306·10-10·1,85·10-3=0,566·10-13 м2
5. Вычислим коэффициент пьезопроводности
χ = к/μ·β*=0,566·10-13·3,355·10-10=0,089 м2/с
6. Вычислим скин – эффект
χ/rпр2=1/2,25·еА/tgα=0,444·е1,1/0,885=1,55
Таблица 14.2 – Данные исследования скважины №1116 методом восстановления забойного давления до ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
2 |
3 |
4 |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,14 |
1,496322 |
3 |
120 |
0,23 |
2,156326 |
4 |
180 |
0,39 |
2,265781 |
5 |
300 |
0,82 |
2,623583 |
6 |
600 |
1,22 |
2,963521 |
Продолжение таблицы 14.2
1 |
2 |
3 |
4 |
7 |
1200 |
1,81 |
3,153692 |
8 |
1800 |
2,6 |
3,099468 |
9 |
2700 |
2,62 |
3,125635 |
10 |
3600 |
2,73 |
3,545236 |
11 |
5400 |
2,93 |
3,986322 |
12 |
7200 |
3,18 |
4,023653 |
13 |
10800 |
3,3 |
4,196352 |
14 |
14400 |
3,6 |
4,254318 |
Рисунок 14.1 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №1116 до ОПЗ
Пример расчета свойств пластов после ОПЗ на скважине №1116
1. Определим угловой коэффициент В
В=ΔР1-ΔР2/lg t1-lg t2=3,65-2,80/4,35-3,40=0,89МПа
2. Вычислим коэффициент гидропроводности
kh/μ=Q·b/4·π·В=14,96·10-4·1,13/4·3,14·0,89·106=1,512·10-10м3/Па·с
3. Определим подвижность флюида
к/μ= kh/μ·1/h=1,512·10-10·1/4=0,378·10-10м2/Па·с
4. Определим проницаемость
к=к/μ·μ=0,378·10-10·1,85·10-3=0,699·10-13 м2
5. Вычислим коэффициент пьезопроводности
χ = к/μ·β*=0,699·10-13·3,355·10-10=0,099 м2/с
6. Вычислим скин – эффект
χ/rпр2=1/2,25·еА/tgα=0,444·е0,8/0,99=1,09
Таблица 14.3 – Данные исследования скважины №1116 методом восстановления забойного давления после ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,24 |
1,896343 |
3 |
120 |
0,39 |
2,125689 |
4 |
180 |
0,58 |
2,325694 |
5 |
300 |
0,86 |
2,538125 |
6 |
600 |
1,40 |
2,954632 |
7 |
1200 |
2,53 |
3,256982 |
8 |
1800 |
2,80 |
3,402536 |
9 |
2700 |
2,92 |
3,432361 |
10 |
3600 |
3,12 |
3,658521 |
11 |
5400 |
3,25 |
3,715986 |
12 |
7200 |
3,47 |
3,987562 |
13 |
10800 |
3,55 |
4,155822 |
14 |
14400 |
3,65 |
4,352653 |
Рисунок 14.2 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №1116 после ОПЗ
Остальные расчеты выполняются аналогичным образом.
Таблица 14.4 - Результаты расчета свойств пласта до и после ОПЗ на Акташской площади
Скважины |
До |
После |
|||||||||||
В |
kh/μ |
к/μ |
к |
χ |
χ/rпр2 |
В |
kh/μ |
к/μ |
к |
χ |
χ/rпр2 |
||
1116 |
0,87 |
1,224 |
0,306 |
0,566 |
0,089 |
1,55 |
0,89 |
1,512 |
0,378 |
0,699 |
0,099 |
1,09 |
|
1472 |
0,81 |
0,998 |
0,296 |
0,46 |
0,074 |
3,33 |
0,96 |
1,106 |
0,289 |
0,56 |
0,089 |
2,84 |
|
1477 |
0,94 |
0,71 |
0,221 |
0,34 |
0,068 |
3,09 |
0,97 |
0,853 |
0,109 |
0,41 |
0,078 |
0,74 |
|
1114 |
1,00 |
0,66 |
0,195 |
0,39 |
0,072 |
2,96 |
1,33 |
1,156 |
0,296 |
0,69 |
0,105 |
1,01 |
|
1388 |
0,83 |
0,38 |
0,163 |
0,28 |
0,055 |
2,15 |
1,19 |
0,798 |
0,263 |
0,72 |
0,097 |
1,16 |
|
1422 |
0,84 |
0,98 |
0,299 |
0,55 |
0,099 |
4,11 |
1,18 |
1,451 |
0,299 |
0,65 |
0,111 |
0,94 |
|
2513 |
0,76 |
0,70 |
0,217 |
0,38 |
0,087 |
3,89 |
0,94 |
0,332 |
0,322 |
0,49 |
0,084 |
2,96 |
|
Таблица 14.5 – Данные исследования скважины №1472 методом восстановления забойного давления до ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,25 |
1,693523 |
3 |
120 |
0,30 |
1,963589 |
4 |
180 |
0,61 |
2,369853 |
5 |
300 |
0,93 |
2,645892 |
6 |
600 |
1,44 |
2,865395 |
7 |
1200 |
2,09 |
3,223695 |
8 |
1800 |
2,60 |
3,302365 |
9 |
2700 |
2,84 |
3,396528 |
10 |
3600 |
2,92 |
3,485326 |
11 |
5400 |
3,02 |
3,752395 |
12 |
7200 |
3,18 |
3,942563 |
13 |
10800 |
3,29 |
4,152368 |
14 |
14400 |
3,45 |
4,355326 |
Рисунок 14.3 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №1472 до ОПЗ
Таблица 14.6 – Данные исследования скважины №1472 методом восстановления забойного давления после ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,24 |
1,752368 |
3 |
120 |
0,33 |
1,953653 |
4 |
180 |
0,63 |
2,253689 |
5 |
300 |
0,87 |
2,395682 |
6 |
600 |
1,45 |
2,842365 |
7 |
1200 |
2,13 |
3,069325 |
8 |
1800 |
2,65 |
3,155273 |
9 |
2700 |
2,78 |
3,396528 |
10 |
3600 |
2,89 |
3,542368 |
11 |
5400 |
3,15 |
3,362591 |
12 |
7200 |
3,25 |
3,836529 |
13 |
10800 |
3,25 |
4,085632 |
14 |
14400 |
3,56 |
4,204936 |
Рисунок 14.4 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №1472 после ОПЗ
Таблица 14.7 – Данные исследования скважины №1477 методом восстановления забойного давления до ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,17 |
1,856324 |
3 |
120 |
0,21 |
2,156324 |
4 |
180 |
0,39 |
2,312456 |
5 |
300 |
0,88 |
2,536284 |
6 |
600 |
1,49 |
2,865417 |
7 |
1200 |
1,85 |
3,178542 |
8 |
1800 |
2,45 |
3,352356 |
9 |
2700 |
2,64 |
3,475469 |
10 |
3600 |
2,73 |
3,624583 |
11 |
5400 |
2,87 |
3,774582 |
12 |
7200 |
2,94 |
3,925784 |
13 |
10800 |
3,08 |
4,006895 |
14 |
14400 |
3,20 |
4,153247 |
Рисунок 14.5 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №1472 до ОПЗ
Таблица 14.8 – Данные исследования скважины №1477 методом восстановления забойного давления после ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,24 |
1,698563 |
3 |
120 |
0,28 |
2,006598 |
4 |
180 |
0,47 |
2,256325 |
5 |
300 |
0,74 |
2,500062 |
6 |
600 |
1,39 |
2,756421 |
7 |
1200 |
2,04 |
3,257400 |
8 |
1800 |
2,56 |
3,104253 |
9 |
2700 |
2,64 |
3,396114 |
10 |
3600 |
2,72 |
3,658741 |
11 |
5400 |
3,15 |
3,722556 |
12 |
7200 |
3,28 |
3,974583 |
13 |
10800 |
3,46 |
4,112574 |
14 |
14400 |
3,55 |
4,261523 |
Рисунок 14.6 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №1472 после ОПЗ
Таблица 14.9 – Данные исследования скважины №1114 методом восстановления забойного давления до ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,18 |
1,698885 |
3 |
120 |
0,24 |
2,123465 |
4 |
180 |
0,39 |
2,225365 |
5 |
300 |
0,57 |
2,523641 |
6 |
600 |
1,26 |
2,856421 |
7 |
1200 |
1,88 |
3,008854 |
8 |
1800 |
2,25 |
3,151256 |
9 |
2700 |
2,47 |
3,362542 |
10 |
3600 |
2,64 |
3,542153 |
11 |
5400 |
2,79 |
3,693254 |
12 |
7200 |
2,93 |
3,965244 |
13 |
10800 |
3,14 |
4,184571 |
14 |
14400 |
3,30 |
4,204125 |
Рисунок 14.7 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №1114 до ОПЗ
Таблица 14.10 – Данные исследования скважины №1114 методом восстановления забойного давления после ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,21 |
1,785235 |
3 |
120 |
0,36 |
2,125351 |
4 |
180 |
0,49 |
2,256354 |
5 |
300 |
0,75 |
2,568524 |
6 |
600 |
1,14 |
2,812544 |
7 |
1200 |
1,88 |
3,000124 |
8 |
1800 |
2,10 |
3,101125 |
9 |
2700 |
2,57 |
3,431254 |
10 |
3600 |
2,87 |
3,612581 |
11 |
5400 |
3,15 |
3,741588 |
12 |
7200 |
3,28 |
3,925466 |
13 |
10800 |
3,41 |
4,196523 |
14 |
14400 |
3,50 |
4,152156 |
Рисунок 14.8 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №1114 после ОПЗ
Таблица 14.11 – Данные исследования скважины №1388 методом восстановления забойного давления до ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,14 |
1,773625 |
3 |
120 |
0,20 |
2,125642 |
4 |
180 |
0,43 |
2,232541 |
5 |
300 |
0,65 |
2,512485 |
6 |
600 |
0,98 |
2,786214 |
7 |
1200 |
1,68 |
3,112541 |
8 |
1800 |
2,45 |
3,263584 |
9 |
2700 |
2,59 |
3,394587 |
10 |
3600 |
2,64 |
3,625841 |
11 |
5400 |
2,75 |
3,741588 |
12 |
7200 |
2,91 |
3,884257 |
13 |
10800 |
3,15 |
4,155874 |
14 |
14400 |
3,35 |
4,354115 |
Рисунок 14.9 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №1388 до ОПЗ
Таблица 14.12 – Данные исследования скважины №1388 методом восстановления забойного давления после ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,17 |
1,772536 |
3 |
120 |
0,29 |
2,152427 |
4 |
180 |
0,52 |
2,263985 |
5 |
300 |
0,88 |
2,522287 |
6 |
600 |
1,35 |
2,721154 |
7 |
1200 |
1,98 |
3,114757 |
8 |
1800 |
2,60 |
3,653365 |
9 |
2700 |
2,82 |
3,491558 |
10 |
3600 |
2,96 |
3,615782 |
11 |
5400 |
3,08 |
3,795836 |
12 |
7200 |
3,22 |
3,925864 |
13 |
10800 |
3,38 |
4,098546 |
14 |
14400 |
3,55 |
4,464125 |
Рисунок 14.10 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №1388 после ОПЗ
Таблица 14.13 – Данные исследования скважины №1422 методом восстановления забойного давления до ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,17 |
1,785235 |
3 |
120 |
0,32 |
2,125351 |
4 |
180 |
0,59 |
2,256354 |
5 |
300 |
0,98 |
2,568524 |
6 |
600 |
1,26 |
2,812544 |
7 |
1200 |
1,75 |
3,000124 |
8 |
1800 |
2,35 |
3,401125 |
9 |
2700 |
2,61 |
3,431254 |
10 |
3600 |
2,79 |
3,612581 |
11 |
5400 |
2,98 |
3,741588 |
12 |
7200 |
3,05 |
3,925466 |
13 |
10800 |
3,21 |
4,196523 |
14 |
14400 |
3,28 |
4,302156 |
Рисунок 14.11 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №1422 до ОПЗ
Таблица 14.14 – Данные исследования скважины №1422 методом восстановления забойного давления после ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,21 |
1,785235 |
3 |
120 |
0,36 |
2,125351 |
4 |
180 |
0,49 |
2,256354 |
5 |
300 |
0,75 |
2,568524 |
6 |
600 |
1,14 |
2,812544 |
7 |
1200 |
1,88 |
3,000124 |
8 |
1800 |
2,45 |
3,501125 |
9 |
2700 |
2,57 |
3,431254 |
10 |
3600 |
2,87 |
3,612581 |
11 |
5400 |
3,15 |
3,741588 |
12 |
7200 |
3,28 |
3,925466 |
13 |
10800 |
3,41 |
4,196523 |
14 |
14400 |
3,50 |
4,452156 |
Рисунок 14.12 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №1422 после ОПЗ
Таблица 14.15 – Данные исследования скважины №2513 методом восстановления забойного давления до ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,24 |
1,785235 |
3 |
120 |
0,33 |
2,125351 |
4 |
180 |
0,49 |
2,256354 |
5 |
300 |
0,67 |
2,568524 |
6 |
600 |
1,26 |
2,812544 |
7 |
1200 |
1,68 |
3,000124 |
8 |
1800 |
2,55 |
3,351325 |
9 |
2700 |
2,61 |
3,431254 |
10 |
3600 |
2,74 |
3,612581 |
11 |
5400 |
2,82 |
3,741588 |
12 |
7200 |
2,97 |
3,925466 |
13 |
10800 |
3,16 |
4,196523 |
14 |
14400 |
3,23 |
4,252254 |
Рисунок 14.13 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №2513 до ОПЗ
Таблица 14.16 – Данные исследования скважины №2513 методом восстановления забойного давления после ОПЗ
Номер замера |
Время исследования, с |
Рзаб, МПа |
lgt |
1 |
0 |
0 |
- |
2 |
60 |
0,24 |
1,785235 |
3 |
120 |
0,33 |
2,125351 |
4 |
180 |
0,49 |
2,256354 |
5 |
300 |
0,67 |
2,568524 |
6 |
600 |
1,26 |
2,812544 |
7 |
1200 |
1,68 |
3,000124 |
8 |
1800 |
2,50 |
3,401325 |
9 |
2700 |
2,61 |
3,431254 |
10 |
3600 |
2,74 |
3,612581 |
11 |
5400 |
2,82 |
3,741588 |
12 |
7200 |
2,97 |
3,925466 |
13 |
10800 |
3,16 |
4,196523 |
14 |
14400 |
3,35 |
4,302254 |
Рисунок 14.14 – Кривая восстановления забойного давления на скважине №2513 после ОПЗ
15. Мероприятия безопасности при проведении предлагаемой технологии ОПЗ на нагнетательных скважинах
При проведении работ по технологии закачки необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
К работе должны допускаться лица прошедшие обучение согласно «Положению о порядке обучения рабочих и ИТР безопасным методам работы на предприятиях и организациях МНП», согласно приказу Ростехнадзора №37 от 29.01.07 г, в соответствии с требованиями РД 03-19-2007 «Положение об организации работы по подготовке и аттестации специалистов организаций поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору». РД 03-20-2007 «Положения об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому, и атомному надзору» и прошедшие инструктаж на рабочем месте.
Все работы на скважине должны проводиться по плану работ, согласованным нефтегазодобывающим управлением. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, технологическая проведение процесса, требование безопасности ответственный руководитель работ.
Перед началом работ по технологии закачки руководитель обязан убедиться в наличии двухсторонней переговорной связи.
Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки должны располагаться не мене 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.
На месте проведения работ по закачке кислотных составов должны быть:
- аварийный запас спецодежды, спецобуви, фильтрующих противогазов БКФ;
- запас чистой пресной воды;
- нейтрализирующие компоненты для композиции(мел, известняк, хлорамин);
- средства первой медицинской помощи (раствор питьевой воды).
Токсикологические характеристики.
Кислотный состав ГКО по степени воздействия на организм относится к 3 классу опасности (вещества умеренно - опасные) в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76 «Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности». Острое токсическое воздействие воздействие при однократном внутрижелудочном введении (LD50) составляет 2240 мг/кг.
Кислотный состав ГКО не обладает аллергенным действием, кумулятивные свойства не выявлены.
Пожароопасные свойства:
Кислотный состав ГКО по пожароопасным свойствам относится к группе негорючих веществ в соответствии с ГОСТ 12.1.044-89. «Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определений».
Требования безопасности:
При работе с кислотным составом обслуживающий персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты:
- фильтрующими противогазами БКФ (А – при работе с растворителями. В – при работе с кислотами) по ГОСТ 12.4.121-83 ССБТ. «Противогазы промышленные фильтрующие;
- очками защитного типа О и ЗП по ГОСТ 12.4.013-97 ССБТ. «Очки защитные»
Защитными костюмами по ГОСТ 27652-85 «Костюмы мужские для защиты от кислот. Технически условия» ГОСТ 27654-85 «Костюм женские для защиты от кислот. Технические условия»;
- резиновыми перчатками по ГОСТ 20010-93 «Перчатки резиновые технические. Технические условия», или руковицы по ГОСТ 12.4.010-75 ССБТ. «Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия».
- резиновыми сапогами по ГОСТ 12.4.137-84 «Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия»;
- необходимо исключать контакт продукта с кожными покровами работающего персонала;
Мероприятия по охране окружающей среды:
- мероприятия по охране окружающей среде и рациональному использованию природных ресурсов заключаются в снижении потерь рабочих агентов при их производстве, хранении, транспортировке и хранении;
- категорически ЗАПРЕЩАЕТСЯ использовать кислотные составы для нужд, не связанных с прямым назначением;
- при реализации технологии необходимо исключить разлив на территории скважин кислотного состава обеспечив при этом герметичность емкостей, оборудования, коммуникаций и средств закачки в скважину.
- при локальном разливе кислотного состава загрязненный грунт необходимо утилизировать на предприятии имеющим лицензию по обращении с данным видом отходом.