Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационные технологии разработки нефтяных месторождений. Учебное пособие
.pdf
T
1=t
t
tt
r)+(1
3-B
=O
, (2.5)
1
1
,
/ (1 )
T
t
Т
t
t
‚i
где r – ВНР.
Некоторые свойства ВНР (IRR) могут ограничивать ее применение. Во-первых, уравнение ЧТС=0 может иметь несколько решений. Это имеет место, если ежегодные денежные потоки проекта меняют знак более одного раза за срок жизни проекта (например, плюс, минус, плюс).
Во-вторых, при использовании ВНР предполагается, что став-
ка процента постоянна в течение всего срока жизни проекта.
С таким допущением трудно согласиться для проектов с
большим сроком жизни, например для проектов, связанных с
освоением нефтегазовых ресурсов. Несмотря на эти недостатки,
критерий внутренней ставки рентабельности так прочно укоренился в финансовом анализе, что принятие решений по большинству
проектов опирается именно на него.
Очевидная причина этого в том, что ВНР (IRR) дает измеритель, который можно сравнивать с существующими рыночными
ставками для капиталовложений. Большинство инвесторов смотрят на ВНР (IRR) как на указатель того, каков будет их доход на
капитал, и принимают решения об инвестициях в зависимости от
уровня ВНР (IRR). Современный проектный анализ рекомендует
совместное использование всех перечисленных выше критериев.
Третьим критерием, который применяется реже ЧТС и ВНР,
является коэффициент "выгоды/затраты". Он определяется отношением суммы дисконтированных выгод к сумме дисконтированных затрат по формуле:
(2.6)
Для эффективных проектов коэффициент В/З должен быть
больше 1.
Еще одним критерием, которым пользуются в финансовом
анализе, является срок окупаемости или как его часто называют
срок возмещения затрат. Его величина говорит о том, за какой период времени проект возместит свои затраты.
51
Отбор проектов по критерию срока окупаемости означает, что
ИД =
t=1
Т
( ' ) / ( )
/ ( )
В З i
K t
t t
t
t
t
t
T
1
1
1
одобряются проекты с самым коротким сроком окупаемости. Срок
устанавливается в годах, месяцах или даже днях.
Поскольку этот критерий прямо связан только со сроком возмещения инвестиционных издержек, то его использование для
сравнения проектов не благоприятствует проектам, приносящим
большие выгоды в более поздние сроки. Тем не менее, этот показатель используется в финансовом анализе, поскольку часто инвесторы заинтересованы в получении информации о сроках возмещения их затрат.
И наконец, при анализе инвестиционных проектов часто используется индекс доходности (ИД), представляющий собой отношение суммы дисконтированных эффектов к сумме дисконтированных капитальных вложений:
, (2.7)
где Кt – капитальные вложения в году t; Зt’ – эксплуатационные
затраты.
Индекс доходности тесно связан с ЧТС. Если ЧТС положительна, то ИД>1. Если ЧТС отрицательна, то ИД<1. Если ИД > 1,
то проект эффективен, если ИД<1 – не эффективен.
Контрольные вопросы и задания
1. Какие показатели включаются в систему базовых показателей?
2. Какими критериями оценивается целевая результативность
НТП?
3. Дайте определение инновации.
4. В чем сущность инновационного процесса?
5. Какие бывают формы инновационного процесса?
6. Охарактеризуйте состояние инновационной деятельности в
нефтегазовом комплексе РФ.
7. Охарактеризуйте инновации по категориям технологиче-
ской эффективности.
52
8. Место инновационной деятельности в крупных вертикально
интегрированных нефтяных компаниях.
9. Охарактеризуйте жизненный цикл инновационного проекта.
10. Какова классификация инновационных проектов?
11. Какие критерии используются в финансовом анализе?
12. Как определяется срок окупаемости?
13. Как определяется индекс доходности?
14. Охарактеризуйте основные показатели экономической эф-
фективности инновационного проекта.
53
Глава 3
ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ
МНОГОПЛАСТОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Для повышения степени изученности залежей нефти необходимо повысить эффективность традиционных гидродинамических
исследований скважин (ГДИС) и применять новые технологии исследований.
1. Для многопластовых или сильно расчлененных объектов
разработки целесообразно проводить интервальные гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин с
применением испытателей пластов на трубах. Так, испытатель
ИПТ КИИ-95, создавая мгновенную депрессию в интервале, ограниченном верхним и нижним пакерами, обеспечивает вызов притока с коэффициентом ВСС (влияния процессов в стволе скважины), равным примерно 0,01м3/МПа, и время начала притока менее
20 мин. Это сокращает период проведения исследований и, как
следствие, потери добычи нефти.
2. Для низкодебитных, остановленных или бездействующих
скважин целесообразно проводить ГДИС с вызовом притока
струйными насосами.
3. Точность исследований значительно повышается при выполнении ГДИС с помощью внутрискважинных систем постоянного контроля забойных давлений и температур, с интерпретацией
результатов по методу деконволюции.
4. Особую практическую ценность имеют результаты комплексирования гидродинамических и промыслово-геофизических
исследований: одновременное исследование фильтрационных
свойств призабойных зон, профилей притока, приемистости и текущей нефтенасыщенности в разрезах скважин.
3.1. Инновационная технология извлечения остаточных
запасов углеводородов внутрипластовой генерацией
диоксида углерода [25]
В мировой практике для повышения нефтеотдачи пластов
(ПНП), в том числе истощенных и содержащих трудноизвлекаемые запасы жидких углеводородов, и добычи нефти наиболее перспективными являются газовые методы воздействия, в частности
закачка в пласт углекислого газа (СО2). В США данный метод поз-
54
воляет дополнительно извлекать до 650 000 баррелей в сутки
нефти, что составляет почти 13 % суммарной добычи нефти [10].
Несмотря на значительный потенциал, технология закачки
СО2 в пласт в настоящее время не нашла широкого применения в
основных нефтедобывающих регионах Европы и Азии. Развертывание таких проектов сдерживается, главным образом, нехваткой
промышленных запасов СО2 и слабыми финансовоэкономическими бонусами, стимулирующими решение экологических проблем.
В главе рассматривается механизм генерации газа в пластовых условиях с образованием псевдокипящей газожидкостной системы, которая в свою очередь используется в качестве оторочки
для вытеснения нефти и увеличения охвата пласта. При этом
наиболее важной с технологической точки зрения является необходимость установления соответствия термодинамических условий газонасыщения порового пространства конкретным условиям
залегания залежей жидких углеводородов.
3.1.1. Теоретические предпосылки
Изменение динамического состояния локальной области среды может быть достигнут путем создания условий для интенсивного роста давления. С другой стороны, газодинамические явления, возникающие вследствие резкого изменения напряженного
состояния порового пространства пласта, могут сопровождаться
частичной или полной его перестройкой.
Внутрипластовая генерация СО2, приводящая к образованию
газожидкостной смеси – сложный термобарохимический процесс,
имеющий преимущественно неравновесный характер. В свою очередь выделение газовых пузырьков из газовыделяющего раствора,
согласно известному принципу Ле-Шателье – Брауна способствует
повышению давления в системе [11–13].
Подобная последовательность одновременно происходящих
необратимых процессов в неравновесной системе обеспечивает
интегративную эффективность стимуляции процесса вытеснения
остаточных углеводородов из пористой среды.
Генерация газа на границе раздела вытесняемой и вытесняющей жидкостей происходит одновременно с газонасыщением вытесняющих агентов. Газообразование в пористой среде ведет к изменению вязкости и плотности флюидов [14]. Растворение образо-
55
вавшегося газа в нефти и воде в первом случае вызывает снижение
вязкости, во втором – ее повышение.
При определенных термобарических условиях плотность диоксида углерода оказывается близкой к плотности жидкости при
том, что вязкость флюида остается близкой к вязкости газа. Такие
условия отмечаются вблизи критической точки, а состояние газа
принято называть «сверхкритическим флюидом».
Как известно, флуктуации на граничной поверхности между
пластовыми и закачиваемыми жидкостями могут расти хаотически, не испытывая ограничивающего влияния сглаживающих поверхностных сил. Профиль границы жидкости, выравниваемых
плотностей и вязкостей устойчив. Следовательно, переход от
фрактального роста к нефрактальному, как правило, характеризуется функцией отношения плотностей и вязкостей.
Рост фрактальности управляется глобальным полем давления
и различие в росте соседних элементов граничной поверхности
между двумя жидкостями пропорционально локальному градиенту
давления. Такие локальные области образуются в pезультате выделения газа на границе между нагнетаемыми в пористую среду
газовыделяющим и газообразующим растворами, coпровождаемыми изменением вязкости и плотности жидкостей на границе
раздела.
При взаимодействии растворов происходят интенсивное выделение СО2 и образование в пористой среде газовых «кластеров»,
прорывающихся сквозь водную фазу вытесняющего агента и вязкой нефти [15, 16].
Течение через каждую отдельную пору определяется ее проводимостью, зависящей от радиуса поры, и градиентом давления
между порами, зависящим от давления в каждой поре, капиллярного давления и градиента гравитации. При нахождении двух
жидкостей в отдельной поре градиент давления возникает вследствие гравитации. Различие плотностей, эквивалентное различию
вязкостей, приводит к большему изменению насыщенности пор.
Насыщенность изменяется в зависимости от плотности от 25 до 85
%, но составляет только 10 % сходных изменений вязкости. Таким
образом, в ряде случаев возникает острая проблема нивелирования
фрактальных структур при использовании вытесняющих агентов.
56
Регулирование фрактальности предлагается осуществить также
путем формирования в высокопроницаемой промытой зоне пористой среды блокирующей газожидкостной системы (ГЖС) с образованием пенного барьера, обеспечивающего отклонение вытесняющей жидкости в направлении низкопроницаемых интервалов. Газожидкостная пенная оторочка. возникающая в результате внутрипластовой реакции водных растворов химических реагентов, блокирует высокопроницаемые прослои и устраняет фрактальность переднего фронта вытеснения. что интенсифицирует движение жидкости через низкопроницаемые слабодренируемые и застойные зоны. Выравнивание фронта вытеснения, приводящее к предотвращению или уменьшению фрактальности системы, в целом зависит от
периодичности образования пенной системы [17, 18].
Эффективность пенной системы в технологических процессах
помимо фактора периодичности определяется также таким параметром. как устойчивость, которая оценивается наличием сравнительно высокой поверхностной вязкости (структурномеханического свойства устойчивости): эффектом Гиббса; термодинамического фактора (гидратных или двойных электрических
слоев, препятствующих ее утончению) и др.
Прочность и продолжительность существования пены зависит
от свойств пленочного каркаса, важными характеристиками которого являются устойчивость на сжатие и растяжение. При локальных растяжениях системы величина поверхностного натяжения
должна быть повышенной, при локальных сжатиях – пониженной.
Этими изменениями компенсируются локальные деформации и
разности в напряжении, в результате чего обеспечивается прочность пены. В толще пленки между адсорбционными слоями может образоваться тиксотропная структура, повышающая вязкость
этой части пленки, оставаясь в то же время маловязкой. В такой
структуре будет замедляться процесс стекания жидкости и повышаться устойчивость генерируемой пены.
Устойчивость пены проверяется по результатам лабораторных
экспериментов и определяется как величина, обратная скорости
выделения пенообразующей жидкости.
В технологическом процессе внутрипластовой генерации углекислого газа в качестве реагентов, обладающих антикоррозионным эффектом, используются добавки различных ингибиторов
57
[10]. Наряду с функцией снижения коррозионной активности кис-
Ингибитор
Темп коррозии
Характеристика
А1
0,369
Один маленький
питтинг, небольшой
микропиттинг
А2
1,208
Равномерная коррозия
А3
4,539
Большое число ярких
питтингов
лоты ингибитор также является хорошим пенообразователем.
Присутствие в растворе газовыделяющих агентов-ингибиторов
может способствовать стабилизации пенной структуры и, как
следствие, усилению ее блокирующих свойств.
3.1.2. Экспериментальные результаты
Нагнетаемые растворы химических композиций в процессе
закачки в пласт контактируют с внутрискважинным оборудованием. Это послужило основой лабораторных опытов по исследованию коррозионной устойчивости металлов.
В экспериментах испытанию подвергались образцы стали № 80.
помещаемые в кислотный раствор с добавкой ингибитора определенной концентрации. Временной интервал измерения коррозии
образцов металлов составил 14 ч при температуре 65 °С и давлении 1,6 МПа. Результаты лабораторных опытов приведены в табл.
3.1. По результатам эксперимента было выявлено, что ингибитор
А1 обладает наилучшей антикоррозионной активностью.
Таблица 3.1
Результаты лабораторных опытов по коррозии
Было выявлено, что существует оптимальная концентрация
ингибитора, которая позволяет обеспечить минимальный темп
коррозии внутрискважинного оборудования.
Одним из важных этапов процедуры закачки в пласт водных
растворов химических реагентов, содержащих ингибиторы, является тестирование на совместимость с водами различных типов и
образцами нефтей.
При этом испытания проводятся в условиях, моделирующих
соответствующие тсрмобарические условия пласта и параметры
насыщающих его флюидов.
58
Водные растворы ингибиторов прошли тест на совместимость
с водами различных типов и образцами нефти участков месторождений, на которых испытывалась технология.
Результаты наблюдения за исследуемыми системами с добавками ингибиторов показали, что ингибиторы Al, А2 и A3 в достаточной степени соответствуют промысловым условиям, характеристикам нагнетаемой воды и проявляют антикоррозионную активность. Все три ингибитора можно использовать для обработки.
Наряду с тем, что раствор с добавкой ингибитора типа А1 полупрозрачный и обладает хорошей фильтрационной способностью
при течении в пористой среде, он также наиболее полно соответствует характеристикам нефти и проявляет свойства эффективного
пенообразователя.
3.1.3. Реогазохимические особенности
Для выявления некоторых характерных особенностей периодического пенообразования были проведены тестовые лабораторные
эксперименты по генерации диоксида углерода в свободном объеме.
В качестве добавок к газовыделяющему агенту использовался
ПАА массовой концентрации 0,1; 0,25 и 0.5 %
Из-за того, что реакция между исследуемыми составами проте-
кает по схеме конвективной диффузии, для обеспечения полного
контакта реагирующих составов проводили перемешивание системы.
Характер изменения давления в этом случае зависит от концентрации полимерной добавки и, как следствие, от вязкости водного раствора.
При этом генерация СО2 имеет ступенчатый, периодический
характер в зависимости от изменения вязкости.
В эксперименте были исследованы растворы газообразующих
и газовыделяющих агентов с добавками различных ингибиторов.
В процессе смешивания растворов велось визуальное наблюдение за поведением генерируемой пенной системы, результаты
которого приведены в табл. 3.2.
В рамках исследований было рассмотрено вытеснение нефти из
пористой среды. Лабораторные эксперименты проводились на образцах искусственных кернов, моделирующих реальные условия пластовой системы. Характеристика образцов представлена в табл. 3.3.
59
Таблица 3.2
Ингибитор
Характеристика
А1
Относительно устойчивая
А2
Неустойчивая, быстрое
выделение СО
2
А3
Относительно устойчивая
с образованием осадка
Образец
Характеристика образцов
Е1 1 7,2
2,51
1160/615
18,3
Е2 2 7,29
2,52
1990/910
18,1
Н1 3 7,53
2,49
2050/980
18,9
Н2 4 7,21
2,51
1963/880
18,3
Характеристика ингибиторов
Таблица 3.3
Характеристика образцов
Лабораторные опыты проводились в несколько этапов:
− исследуемый керн насыщался водой (пробой нагнетаемой в
пласт воды) – определялась проницаемость керна для воды;
− в водонасыщенном керне создавались условия начальной
нефтенасыщенности – осуществлялось вытеснение воды пластовой нефтью:
− выполнялось вытеснение пластовой нефти водой;
− проводилось довытеснение нефти оторочкой псевдога-
зожидкостной системы (ПГС).
Экспериментальную установку тестировали при температуре
65 °С. Скорость фильтрации флюидов в керне составляла
0,01 см3/с при вязкости воды μ
= 0.48 мПа·с.
вод
На этапе вытеснения нефти пластовой водой поддерживался
расход жидкости Q = 0,01 см3/с. Па данном этапе было прокачано
три поровых объема воды 3Vн = 54 мл, объем вытесненной нефти
Vн = 8,0 мл.
Нa этапе довытеснения нефти оторочкой ПГС параметры закачки газообразующих реагентов были следующими: Q = 0.01 см3/с,
при этом Vн = 6 мл. Изменение давления в пористой среде в про-
60
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]