Методика підрахунку технологічної ефективності від впровадження організаційно-технічних заходів

До організаційно-технічних заходів відносяться роботи з впровадження нової техніки і технології (наприклад, нового або вдосконаленого підземного технологічного обладнання), винаходів (патентів) і раціоналізаторських пропозицій, планові поточні роботи з фондом свердловин. Метою цих заходів є підвищення продуктивності свердловин, зменшення обводнення продукції свердловин, зменшення кількості недіючих свердловин тощо. Чинна методика підрахунку технологічної ефективності часто переглядається в плані уточнення деяких деталей, перезатверджується, а суть її зводиться до наступного.

В якості вхідних даних використовуються матеріали звітних первинних документів – місячних звітів про експлуатацію свердловин. За цими даними будується графік щомісячної роботи свердловини, на який наносяться середньодобові дебіти нафти (вільного газу), рідини, а також вмісту води у відсотковому виразі за 6-12 місяців її стабільної роботи до проведення заходів, за весь період проявлення ефекту і три місяці після його закінчення. Для газових свердловин, окрім того, наносяться також робочі тиски на гирлі за весь період.

З метою коректного визначення ефективності виконаних робіт перед їх початком у свердловині проводяться приладні вимірювання дебіту (по нафті, газу і воді), глибини статичного і динамічного рівнів рідини, динамометрування штангово-насосних свердловин. Такі ж вимірювання проводяться і після впровадження заходу в початковий період проявлення технологічного ефекту та після закінчення розрахункового періоду (рік, квартал, місяць).

Додатковий обсяг видобутку вуглеводнів по свердловині (натуральний ефект) від застосування заходів по підвищенню її продуктивності визначається за формулою:

Q_д = Q_ф – Q_р, (1.12)

де Q_д – додатковий видобуток вуглеводнів (нафти, нафтового газу, вільного газу, конденсату) за розрахунковий період (рік, квартал, місяць) після застосування заходу; Q_ф – фактичний видобуток вуглеводнів за розрахунковий період; Q_р – розрахунковий видобуток вуглеводнів за цей же період.

За розрахунковий період береться термін, протягом якого спостерігається ефект від заходу. Закінчення тривалості ефекту фіксується графічно в точці перетину розрахункового дебіту (пряма лінія 00) з фактичним дебітом (рис. 1.2).

Розрахунковий видобуток вуглеводнів (можливий видобуток без застосування заходу) визначається за формулою:

Q_р = q_о K_кр T_ф/m, (1.13)

де q_о – середньодобовий дебіт нафти (вільного газу) до застосування заходу (див. рис. 1.2); K_кр – коефіцієнт кратності, що відповідає коефіцієнту місячної зміни (K_мз) і кількості повних календарних місяців експлуатації свердловини з проявленням ефекту після впровадження заходу; T_ф – кількість фактичних днів експлуатації свердловини в період проявлення ефекту; m – кількість повних календарних місяців експлуатації свердловини, протягом яких спостерігався технологічний ефект (якщо в період проявлення ефекту свердловина частково простоювала, то за час простоювання розрахунковий видобуток вилучається).

Розрахункова кількість повних календарних місяців експлуатації визначається за формулою:

, (1.14)

де Т_к – календарна кількість днів проявлення ефекту; t_c.м – середня кількість днів у місяці за період проявлення ефекту. Результат розрахунку m заокруглюється до більшого цілого числа.

Коефіцієнт зміни дебіту за відповідний період (за n = 6 – 12 місяців стабільної роботи свердловини до впровадження заходу) визначається за формулою:

(1.15)

де q₁ q₂ – середньодобові дебіти на початок і кінець базового періоду (див. рис. 1.2).

Коефіцієнт місячної зміни дебіту визначається як середньогеометрична величина

(1.16)

а тоді коефіцієнт кратності

(1.17)

Якщо розрахунковий коефіцієнт місячної зміни К_мз по окремій свердловині до впровадження заходу нижче середнього по покладу (або родовищу), то для розрахунку видобутку береться середня величина К_мз по покладу (родовищу) за останні три роки. Якщо протягом проявлення ефекту від впровадження даного заходу накладається діяння інших заходів (у кращу чи гіршу сторони), то керівництво НГВУ приймає обгрунтоване рішення про розподіл додатково видобутих вуглеводнів між впровадженими заходами.

Фактичний видобуток нафти за цей же час береться за місячними експлуатаційними рапортами.

Додатковий видобуток нафтового газу визначається за формулою:

(1.18)

де G – газовий (конденсатний) фактор, м³/т (т/ тис.м³); K_вик – коефіцієнт використання нафтового газу.

Якщо впроваджена нова технологія зіставляється з застосованою раніше базовою технологією (найкращою за ефективністю щодо такої ж мети, наприклад по ізоляціі припливу пластової води), то розраховують коефіцієнт приросту видобутку нафти за даними інших свердловин, де впроваджено базову технологію,

(1.19)

а тоді розрахунковий видобуток нафти за базовою технологією

(1.20)

і додатковий видобуток нафти

, (1.21)

Розрахунок додаткового видобутку природного газу і конденсату проводиться аналогічно.

 

 

 

А – ремонтні роботи 25.02.98р.;

Б – закінчення ефекту 13.11.98р

Рис. 1.2 – Графік роботи нафтової свердловини 8 Козіївського родовища:

Додатковий видобуток нафти і газу за другий (третій) рік після впровадження заходу розраховуються за два (три) роки разом, а потім віднімається натуральний ефект за перший (перший і другий) рік.

За відсутності збільшення дебіту свердловини розрахунок технологічного ефекту проводять з урахуванням скорочення тривалості ремонту, зниження його вартості та збільшення коефіцієнта місячної експлуатації свердловини.

Якщо впроваджуються свердловино-операції з підвищення нафтовилучення із покладу, то технологічний ефект визначається як підсумковий результат по кожній свердловині цього об’єкта, які охоплені діянням як з позитивного, так і з негативного боку. У разі можливості додатковий видобуток вуглеводнів по об’єкту визначається за характеристиками витіснення (або методами математичного моделювання).

 

Задача 1.5 Розрахувати технологічну ефективність ремонтних робіт на свердловині № 8 Козіївського родовища (див. рис. 1.2). Відомо: свердловина порівняно стабільно працювала 11 місяців (02.1997 р. – 12.1997); коефіцієнт використання нафтового газу К_вик =0,935; 25.02.1998р. проведено ремонтні роботи.

Розв’язування. За звітними даними будуємо графік перебігу дебіту в часі (див. рис. 1.2); проводимо усереднену пряму лінію ОО; беремо з графіка значини двох відліків – q₁ = 29,0 т/добу і q₂ = 25,1 т/добу; визначаємо коефіцієнт зміни дебіту за n = 11 місяців (лютий-грудень 1997 року) К_з = q₁/q₂ = 25,1/29,0 = 0,8655; розраховуємо коефіцієнт місячної зміни К_мз = (К_з)^1/n = 0,8655^1/11 = 0,987; із графіка беремо q₀ = 24,4 т/добу і календарні місяці тривалості ефекту m = 9.

Календарні дні роботи свердловини з підвищеним дебітом (з 1 березня по 13 листопада 1998 року, тобто повних 9 місяців, – m = 9) Т_к = 31 + 30 + 31 + 30 + 31 + 31 + 30 + + 31 + 30 = 275 днів, а фактично свердловина відпрацювала Т_ф = 250 днів. За цей період середня кількість днів у місяці t_с.м = Т_к/m = 275/9 = 30,55. Тоді m = 250/30,55 = 8,183 = 9.

Розраховуємо:

коефіцієнт кратності

К_кр== 0,987 + 0,987² + 0,987³ +... + 0,987⁹ = 0,987 + 0,974 + 0,962 +... + 0,889 = 8,436;

розрахунковий видобуток нафти

Q_p = q₀K_kpT_ф/m = 24,4·8,436·250/9 = 5717,73 т;

додатковий видобуток нафти

Q_д = Q_Ф – Q_р = 7759,486 – 5717,73 = 2041,756 т;

додатковий видобуток нафтового газу

Q_д.нг = Q_дGK_вик = 2041,756·135·0,935 = 257,7 тис.м³,

де Q_Ф = 7759,486 т (із місячних звітів); G = Q_Г/Q_Ф = 1047,531·10³/7759,486 = 135 м³/т; Q_Г – фактичний видобуток нафтового газу, тис.м³ (із місячних звітів).

Зіставимо також дану технологію з базовою технологією. На свердловинах, де впроваджено базову технологію, коефіцієнт приросту видобутку нафти К_пр.б = 1,103 (визначається аналогічно).Тоді розраховуємо:

розрахунковий видобуток нафти за базовою технологією

Q_р.б = К_пр.б Q_р = 1,103·5717,73 = 6306,656 т;

додатковий видобуток нафти

Q_д.б = Q_ф – Q_р.б = 7759,486 – 6306,656 = 1452,83 т;

додатковий видобуток газу

Q_д.нг.б = Q_д.бGK_вик = 1452,83·135·0,935 = 183,4 тис.м³.