Критерии эффективности паро- и парогазовых обработок призабойных зон нефтяных скважин

Паро- и парогазотепловые обработки при­забойных зон нефтяных скважин имеют суще­ственное преимущество перед другими тепло­выми методами воздействия своей быстрой оку­паемостью и более низкими эксплуатационны­ми и капитальными затратами на добычу 1 т нефти.

д

Технологическую и экономическую эффек­тивность процесса ПТОС характеризуют в ос­новном три показателя: среднесуточный дебит нефти, паронефтяной фактор и водонефтяное отношение. Фактически технологический эф­фект слагается из дополнительно добытой не­фти, полученной за счет интенсификации добычи, и уровня энергозатрат на добычу 1 т нефти, характеризуемого паронефтяным фактором.

Для правильной оценки ПНФ необходимо точное определение дополнительно добытой нефти за счет ПТОС.

Дополнительная добыча за один цикл опре­деляется по формуле:

где Qggi — дополнительная добыча нефти за цикл;

Qфi — фактическая добыча нефти за пери­од отбора (i цикла);

q — среднесуточная добыча нефти за ме­сяц, предшествующий началу цикла (определя­ется как суммарная добыча за месяц, отнесен­ная к фактически отработанному времени);

n — число дней полного цикла, включая под­готовительные работы, закачку пара, «паропропитку» и продолжительность периода отбора;

К_э — коэффициент эксплуатации за по­следний год, предшествующий началу цикла.

Если в любой из периодов реализации ПТОС произошли осложнения в скважине (останов­ка, ремонт и др.), то этот срок также включает­ся в число дней n.

Величина ПНФ определяется из условия:

где Qni — объем закачки пара за цикл.

В связи с тем, что по каждой скважине мо­жет быть проведено различное число циклов, при которых и объем закачки пара, и объем дополнительной добычи нефти могут существен­но отличаться, то представляет интерес сравне­ние показателей за весь срок применения ПТОС.

В этом случае суммарный ПНФ определяет­ся из условия:

где i — порядковый номер цикла; n — число циклов.

Вышеизложенное справедливо для случая отсутствия интерференции скважин, в против­ном случае расчет дополнительно добытой не­фти необходимо производить для группы сква­жин или залежи в целом.