Крил - Q 1 страница

К (s)

f (_s) -____ ul______________ И* _ k_B (s)

Ив Ин fi_H

Расчеты по формуле (IV.30) показывают, что при одина­ковых забойных давлениях в рядах скважин суммарный дебит первых двух рядов составляет более 90 % от общего дебита. Это свидетельствует о высокой степени экранирующего влия­ния рядов при водонапорном режиме. В реальных условиях это влияние проявляется в значительно меньшей степени.

По мере продвижения водонефтяного раздела период раз­работки залежи подразделяют на этапы — время продвижения фронта вытеснения от предыдущего ряда скважин до рассмат­риваемого. По теории поршневого вытеснения нефти из одно­родного пласта линия нагнетания переносится вслед за фрон­том вытеснения. В реальных условиях зонально-неоднородных и послойно-неоднородных пластов обводнение скважин проис­ходит по пропласткам неравномерно, что затрудняет перенос фронта нагнетания.

При вытеснении нефти агентом с отличными от нее свойст­вами дебиты рядов скважин зависят от положения фронта вы­теснения и изменяются во времени. Это можно легко показать с помощью уравнения (IV.28). Если фронт вытеснения нахо­дится на расстоянии Хф от нагнетательной батареи, то внеш­ним фильтрационным сопротивлением первого ряда учитыва­ется характер течения воды в зоне вытеснения с остаточной нефтью и течения нефти в части пласта (Li—Хф):

0,(0 = _£2_х_ф(0+ -^(Іх-ХфЮ), (IV.31) Akk_Bh ^Akh

(IV.32)

которое является аналогом обводненности продукции скважин

В =—^—. (IV.33) Яъ + 9*

Если v(t) =Ув + У_н, то скорость фильтрации воды находят из (IV.32):

v_B = f(s)v(t). (IV.34)

Подставив (IV.34) в уравнение неразрывности потока воды в пласте, которое можно записать как

дх dt

получим дифференциальное уравнение изменения водонасы-щенности в поровом объеме пласта в следующем виде:

f'_{s)JL_v{t) + m^- = Q. (IV.36)

дх dt

Установим форму закона движения в пласте координаты точки с постоянной насыщенностью. Пусть s = const, тогда справедливо равенство

Разделив переменные и проинтегрировав, получим

^const = «^- V(t), (IV.38)

t

где!/(/) =J у(t)dt—количество внедрившейся в пласт воды

или общее количество отобранной нефти и воды.

С помощью уравнений (IV.32) —(IV.38) составим систему расчетных формул для определения показателей разработки при линейных системах заводнения и плоскорадиальной филь­трации. Основной недостаток этих расчетов связан с необходи­мостью использования кривых фазовых проницаемостей, кото­рые строят по результатам сложных лабораторных исследова­ний образцов пород. Получаемые в процессе таких эксперимен­тов показатели двухфазного течения жидкостей не отражают в достаточной мере особенности строения продуктивного пла­ста бо всем его объеме.

Метод прогнозирования, основанный на анализе промысловых данных.

Разработанные к настоящему времени методики расчета по­казателей разработки по характеристикам вытеснения позво­ляют, основываясь на результатах предыдущей истории разра­ботки, определять прогнозные показатели разработки место­рождения. Эти методики называют эмпирическими, поскольку прогнозные данные устанавливают по фактическим. Точность расчетов зависит от длительности анализируемого периода по отношению ко всей истории разработки месторождения.

Простейший из них — метод экстраполяции фактических зависимостей во времени разработки. Некоторые из разрабо­танных методик основаны на использовании соотношения тео­рии совместной фильтрации нефти и воды. Изменением филь­трационных характеристик добиваются относительного совпа-90 дения расчетных и фактических кривых, характеризующих ди­намику основных показателей разработки. Затем проводят прогнозный расчет на заданный период времени.

Рассмотрим эмпирическую методику прогнозирования пока­зателей разработки, основанную на теоретической зависимости обводненности от нефтеотдачи, построенной по фактическим данным начального периода разработки месторождения.

Представим графически схему расчетных уравнений для оп­ределения основных показателей разработки, предполагая, что имеется зависимость текущей обводненности продукции всех скважин объекта от текущей нефтеотдачи. Считаем, что эта за­висимость не изменится за прогнозный период. Представим те­кущую добычу нефти по объему в виде произведения добычи жидкости на (1—5). Тогда текущую нефтеотдачу можно найти по формуле

т|(0 = — \q*(l — B)dt, (IV.39)

G о

где G — запасы нефти.

Продифференцируем по времени и приведем (IV.39) к виду

1 — В 6 С учетом зависимости В = В(ц)

1 — В (т)) G

Проинтегрируем обе части полученного равенства в соот­ветствующих пределах, в результате получим

[ ^dl =±{яЖ (IV.40) J і-* (л) о)

о о

Из (IV.40) определим текущую нефтеотдачу для заданного момента времени разработки, задавшись значением текущего отбора жидкости по объекту в целом. Затем по известной за­висимости обводненности от нефтеотдачи найдем соответствую­щую обводненность на тот же момент времени. Добычу нефти определим по зависимости

q_h(0 = <M1-B).

Покажем возможность использования модифицированных относительных проницаемостей для упрощенного прогнозирова­ния показателей разработки. Из (IV.24) и (IV.25) следует, что модифицированные проницаемости для воды и нефти, а также модифицированная водонасыщенность зависят от проницаемо­сти обводнившегося слоя в элементе слоисто-неоднородного пласта, параметров вероятностно-статистического распределе­ния проницаемости, остаточной нефтенасыщенности и насы­щенности пласта связанной водой. Следовательно, задаваясь значением k *, можно определить 5 и соответствующие моди­фицированные проницаемости. Если принять, что s — средняя водонасыщенность, то текущую обводненность можно выразить в виде функции Бэкли—Леверетта

B=f(s)--- _(IV.41)

К (s) + k_H (s)

Чтобы замкнуть систему расчетных уравнений, необходимо получить связь текущей нефтеотдачи от средней водонасыщен-ности. К моменту времени разработки, когда средняя водона-сыщенность_ пласта равна s, оставшиеся запасы нефти G₀ct = = У_плт(1—s), в то время как начальные запасы G = V_njlm(\— —s_CB). Очевидно, текущая нефтеотдача связана с текущей сред­ней водонасыщенностью следующим образом:

ті ₌ ^G ~~ ^G°^CT — ^s~^scb (I V.42)

G і — s_CB

С помощью соотношений (IV.41) и (IV.42) с учетом моди­фицированных проницаемостей можно установить зависимость В = В(х\), а затем определить показатели разработки.

Расчеты при упругом режиме

Ввод в эксплуатацию одной или нескольких скважин вызывает понижение пластового давления. В условиях замкнуто-упругого режима, когда известен объем продуктивного пласта, средне­взвешенное пластовое давление определяют с помощью диф­ференциального уравнения истощения упругого запаса

d_P=- ^fa(f);^B(<) dt. (iv.43)

Интегрируя обе части уравнения (IV.43) в соответствующих пределах, получим

I <</ж (т) - w (т)) dx
р (0 - Рпл---------------- —------------. (IV.44)

Здесь w(i) — расход закачиваемой в пласт воды; У_й — объем пласта, охваченный снижением давления; р — коэффи­циент упругоемкости пласта; т — время.

Установив динамику отбора и закачки жидкости в соответ­ствии с проектом ввода в эксплуатацию добывающих и нагне-

тательных скважин, по формуле (IV.44) легко установить для различных моментов времени среднее пластовое давление. Примем, что вводятся только добывающие скважины, причем так, что суммарная добыча возрастает линейно, т. е. q_m(t) = = at. Тогда

J axdT

P(0 = /W--^—- = _Рвя-~г t*. (IV.45)

В рассматриваемом частном случае пластовое давление сни­жается по параболе. Причем чем больше угловой коэффициент нарастания отбора жидкости и меньше объем пласта, тем быст­рее снижается пластовое давление.

Если водоносная область продуктивного пласта обширная, понижение пластового давления находят по теории упругого режима решением задачи об определении давления в однород­ном бесконечном пласте при движении однородной жидкости, когда скважина конечного радиуса эксплуатируется с постоян­ной производительностью. Это решение можно записать в об­щем виде

р(Х,х) = р_пп 2=£-/<Х, т), (IV.46)

где к = г/г_с — текущий радиус; г_с —радиус скважины; т = = xtfr²_c — безразмерное время (параметр Фурье).

При г = г_с, т. е. при Я=1, получим, что на стенке эксплуати­рующейся скважины давление изменяется только во времени по закону, формула которого имеет вид

Рк(т) = Рко-^М(1, (IV-47) 2nkk

Функция /(т, X) табулирована, но для упрощения расчетов можно воспользоваться аппроксимацией Ю. П. Желтова в виде

/(1, т) = 0,5 [1-(1+т)-³-⁸¹] +1,12 lg(l+x). (IV.48)

Во время решения нефтепромысловых задач залежь пред­ставляют в виде укрупненной скважины с радиусом, равным среднему радиусу эквивалентного по площади залежи круга. Производительность скважины равна суммарному дебиту жид­кости из всех скважин. Тогда приток воды из законтурной об­ласти пласта будет равен количеству отбираемой жидкости из укрупненной скважины. Это позволяет применять уравнения (IV.46) и (IV.48).

При переменном дебите жидкости q_m = q_m (t) используем принцип суперпозиции. В этом случае кривую изменения де­бита во времени заменяют ступенчатой аппроксимацией. Если функция <7ж = 9ж(0 известна, то в расчетах используют ин­

теграл Дюамеля. Тогда давление на начальном контуре нефтя­ной залежи

|iin (RJr_c)

т

ні

^Р«^{Х) =^Р«»—&ГІ-Т'СІ.т-Х)«Я.(IV.49)

о

При пуске отдельных скважин в пределах залежи пласто­вое давление определяют по уравнению теории упругого ре­жима, полученному В. Н. Щелкачевым:

Рпл—р(т; t) =---- т~^ЕіГ ~ 1 при *>т,

(IV.50)

где т —время пуска скважины с постоянным дебитом (q = = const); —Ei (—z) — символ интегральной показательной функции (значение его определяют по справочникам).

Уравнение (IV.50) справедливо и для установления давле­ния на стенке самой скважины. Для этого следует принять г =

Рпл-Рз(0=--^тгЕіГ І 1.(IV.51)

4nkh L 4х(/ —т) J ^{v ;}

На практике часто используют логарифмическую аппрокси­мацию функции —Ei—(г). Тогда в формуле (IV.51) считают

2<0,3.

Рпл—Рз (0 = ~~— In — \ ^}- • (IV.52)

4лМ Л с

Уравнение (IV.52) широко применяют для интерпретации результатов наблюдений за изменением забойного давления во время остановки (пуска) скважин.

Влияние пуска в эксплуатацию многих скважин учитывают по принципу суперпозиции к уравнению (IV.51):

я

Рпл-Р(г, 0= г*гг/ g/Eif- J \(IV.53)

4nkk L 4к (t — ті) J '

где tj — время пуска /-й скважины.

Во время пуска нагнетательной скважины дебит q_} прини­мают с отрицательным знаком.

В процессе пуска скважины с постоянным забойным давле­нием (p₃ = const) дебит уменьшается во времени в связи с по­нижением пластового давления. В случае замкнутого пласта радиусом R_K дебит определяют по формуле В, Н. Щелкачева: 94

Хе при Рз>Рнас. (IV.54)

После несложных преобразований формула (IV.54) имеет вид

q(t)=q₀e ^%У ■

где

2^(Рпл-Рз) _{t (IV(55)}
\i\n(RJr_c)

Qo_y = n{R²_K-r²_c)h$(p_n«-p₃)(1------------ Y (IV.56)

2 1n-*^K

Очевидно, при замкнуто-упругом режиме дебит скважины убывает по экспоненциальному закону. Показатель степени ха­рактеризуется отношением начального дебита q₀ к упругому запасу пласта, определенному по формуле (IV.56).

На протяжении упругой фазы при упруговодонапорном ре­жиме изменение дебита скважины во времени устанавливают по формуле Э. Б. Чекалюка:

q(t)= ²^(Рпл-Рз) _.(IV,67)

Изменение пластового давления или добычи нефти по объ­екту в целом устанавливают с учетом влияния пуска в экс­плуатацию отдельных скважин в процессе разработки залежи. Общая методика расчетов изложена ниже.

Определение показателей разработки при заводнении

Основная методика расчета показателей при заводнении раз­работана во ВНИИнефти. Алгоритмы и программы реализу­ются на современных ЭВМ по методикам ВНИИ-1 и ВНИИ-2. Особенность последней состоит в использовании обобщенной модели поршневого вытеснения нефти водой. Пласт принимают однородным, но обладающим преобразованными относитель­ными проницаемостями для нефти и воды, получаемыми при вероятностно-статистической обработке исходных геолого-фиэи-ческих данных.

Для расчета показателей разработки нефтяных месторож­дений по такой методике необходима детальная информация о свойствах пласт;) и насыщающих его жидкостей и газа. Если объем информации ограничен, используют инженерные мето­дики расчета, в которых для описания динамики добычи нефти применяют эмпирические зависимости.

Рассмотрим возможный вариант методики расчета показа­телей разработки месторождения с применением систем завод­нения. Внедрение запроектированной системы заводнения сна­чала разработки предполагает поэлементное разбуривание объекта. Выделим характерный элемент, представляющий со­бой часть площади объекта разработки с определенным чис­лом добывающих и нагнетательных скважин. Примем, что о)э(т) —скорость ввода элементов системы заводнения в экс­плуатацию, характеризующая число элементов, вводимых в еди­ницу времени. Если число таких элементов составляет Дл_э, а время Ат, то оъ^Длэ/Дт. При этом вводится в разработку за­пас нефти, равный G>. Очевидно

AG₃ = G₃o)₃At. (IV.58)

Темп отбора балансовых запасов нефти элемента системы заводнения

:-''С Щіщ£^:тх^■(iv.59)

Значение его изменяется во времени. Если к моменту t вре­мени разработки месторождения было введено Дл_э элементов за время Дт, то приращение добычи нефти к этому же мо­менту

Д<7„ = ДG₃z₃ (t — т)«О_э(Дл_э/Дт) г_ъ (*—т) Дт. (IV.60) При Дт-Н)

dq_H = G₃(d₃(t)z₃(*—x)dx. (IV.61)

Интегрируя обе части уравнения от т = 0 до т = /, запишем формулу для определения добычи нефти в момент времени t:

і

q_ti (t) ± G₃ j (о_э(т) z₃ (/—T)dx. (IV. 62)

Для выявления некоторых закономерностей в период ввода объекта разработки рассмотрим пример. Допустим, что темп отбора балансовых запасов элемента системы разработки из­меняется во времени по закону, формула которого имеет вид¹

z = z₀e-^fl/, (IV.63) где а — постоянный коэффициент.

Формулу закона устанавливают при математическом моделировании процесса извлечения нефти. В частности, можно использовать модель Бэкли — Леверетта.

При / = 0 значение z = z_0j а при /-коо что соответствует

реальному характеру изменения добычи нефти по скважинам, пущенным в работу с максимальным начальным дебитом. Для определения показателя экспоненты проинтегрируем (IV.63). Тогда

fa«= -*-(l—*-*0< (IV.64) b а

Левая часть равенства (IV.64) характеризует текущую неф­теотдачу т] к моменту времени

i,(f)=-b-(i__e-,*л (IV.65) а

При / = 0 нефтеотдача rj = О, а при /-*оо значение Цао^г^а. Необходимо установить rjoc. Для этого представим текущую нефтеотдачу в следующем виде:

I n(0 = wb(<), (iv.66)

где т]ь г|2; т]з — коэффициенты соответственно вытеснения, ох­вата объема продуктивного пласта системой разработки; ис­пользования подвижных запасов.

При / = 0 значение т]з = 0, а при f-^oo r\₃= 1.

Коэффициент вытеснения — отношение количества нефти, вытесненной из образца породы в условиях, соответствующих принятой технологии извлечения нефти, к первоначальному количеству нефти в образце. Этот параметр отражает эффек­тивность запроектированной технологии воздействия на пласт и устанавливается по результатам лабораторных исследо­ваний.

Коэффициент охвата пласта численно равен отношению за­паса нефти в пределах выделенного объекта, вовлеченного в процесс разработки сеткой добывающих и нагнетательных скважин при установленных режимах их работы, к первона­чальному запасу нефти в объекте. Значение его зависит от числа скважин объекта разработки, неоднородности строения пласта и распределения запасов в его объеме, а также от вза­имного расположения скважин на площади.

Для оценки коэффициента охвата можно воспользоваться формулой, предложенной В. Н. Щелкачевым:

ті₂-е-^с, (IV.67)

где а — некоторый коэффициент, интегрально учитывающий все факторы, влияющие на охват пласта процессом разработки; S_c — плотность сетки скважин. Оценить а можно по промысло­вым данным пробной эксплуатации элементов системы разра­ботки с применением принятой технологии извлечения нефти.

7 Заказ N 3597 97

Таким образом, коэффициент нефтеотдачи (нефтеотдача к концу срока разработки) можно определить по формуле

% = = ЛпПз, (IV.68)

ГДЄ т)п — тцє~"^а/5с.

При t-*oo

Лоо = т]_п. (IV.69)

Следовательно, наряду с извлекаемым запасом нефти появ­ляется необходимость ввести понятие подвижного запаса. Это количество нефти, добываемое из пласта при заданных техно­логии воздействия и системе разработки, но при бесконечно дол­гом процессе извлечения. По определению

G_n-GT]n. (IV.70)

Подставляя (IV.69) в (IV.70) при f-*oo, получим

a-zo/лп. (IV.71) Тогда формула (IV.63) примет вид

(IV.72)

Текущую нефтеотдачу можно, очевидно, определить из вы­ражения

т|(0 = ї|п(і — е~^^п). (IV.73)

Из (IV.73) следует, что для принятого закона изменения темпа отбора балансовых запасов нефти коэффициент исполь­зования подвижных запасов

т|в(0=1—е"^^/Чп. (IV.74) К концу срока разработки при t—'t_K

Лз= 1—е"^^к/Чп. (IV.75)

При равномерном вводе элементов системы разработки в экс­плуатацию (й)э = const) текущую добычу нефти определяют по (IV.62) после подстановки (IV.63) с учетом (IV.71)':

*=ft»*f e-^V-^dt. (IV.76) о

После интегрирования и несложных преобразований получим выражение для определения добычи нефти в виде

98?„-а_б(1-е-^?"»Л), (IV.77)

где G_n — подвижный запас нефти по объекту в целом; te — время ввода объекта в разработку; ^_ноэ — начальный дебит по скважинам элемента; С_пэ — подвижный запас нефти по эле­менту.

Из (IV.77) видно, что при равномерном вводе элементов системы разработки добыча нефти возрастает непрерывно по экспоненциальному закону и при i=U достигает максимального значения:

q»™. = GJt₆{\-z-^q»«^^G™). (IV.78)

Формула (IV.77) справедлива, если 0</^б. Чтобы полу­чить закон изменения текущей добычи нефти для любого мо­мента времени, необходимо условно считать, что при t>te из эксплуатации выключаются элементы со скоростью —оъ. На основе (IV.62) получим

^н^Сп/^бСе-^оэ^-^пэ^е-^Оэ^пэ). (IV.79)

Из (IV.79) видно, что при /->оо значение qn-+-0.

Соотношения (IV.73) — (IV.79) справедливы только при при­нятых законе изменения темпа отбора запасов нефти и скоро­сти ввода объекта в разработку. Поэтому можно сделать вывод о том, то для прогнозирования добычи нефти из месторождения в целом необходимо знать закон изменения добычи нефти по одному элементу системы разработки, запасы в нем и скорости ввода остальных элементов в эксплуатацию. На характер из­менения добычи нефти по месторождению существенно влияет начальная добыча по элементу. Чем выше начальный темп от­бора запасов, тем с большей интенсивностью нарастает добыча и соответственно уменьшается после достижения максимума. Поэтому необходимо регулировать процесс разработки с тем, чтобы геолого-технические мероприятия по увеличению произ­водительности скважин осуществлять параллельно с работами по увеличению подвижных запасов.

Структурное представление текущей нефтеотдачи в виде про­изведения некоторых коэффициентов позволяет наметить основ­ные пути регулирования процесса извлечения нефти из пласта. При заданной технологии, по которой предполагается опреде­ленный метод воздействия на пласт либо путем нагнетания воды, либо с применением заводнения в сочетании с физико-химическим воздействием, для повышения нефтеотдачи можно рассматривать различные операции в пределах принятой си­стемы разработки или мероприятия, приводящие к изменению этой системы. В первом случае предполагается проведение ра­бот по изменению режимов эксплуатации действующих сква­жин, перенесению интервалов вскрытия пласта в пределах объ­екта, переходу на другие способы эксплуатации скважин. Во

втором случае бурят дополнительные скважины, переводят добывающие скважины в разряд нагнетательных, устанавли­вают повышенное давление нагнетания.

Метод расчета при режиме растворенного газа

Метод расчета показателей разработки при режиме растворен­ного газа базируется на составлении уравнения материального баланса. Данные определяют для одного элемента при равно­мерной расстановке скважин на площади.

В последующем суммируют работу вводимых в разработку элементов.

Для небольших интервалов снижения давления на контуре расчетного элемента, исходя из материального баланса, можно получить следующее уравнение:

[Г — R (р_к(■)] „

------ -—------------- &кі ~ (1 — -Ьк i) Pkl + Ркі + і

S_K;₊₁= -^4 (IV.80)

--- —------- ■------- h Pki+i

o_n (Ркі+і)

где Г — средний газовый фактор

Г = г|)(S_Kг) Ь_н (р_к) рк/рат + Л (рк); (IV.81)

Иг (Рк)

R(pKi), Ь_н(Рк г) — объем растворенного газа в нефти и объ­емный коэффициент нефти при давлении р_к; ф(5**) = = k_r(S_K)/k_u(S_K)—отношение фазовых проницаемостей для газа k_T и нефти k_H.

Расчеты проводят для удельного нефтенасыщенного порового объема пласта, приходящегося на одну действующую сква­жину:

Q_{H =} Fhttfnd-Sn) (I V.82)

п

Здесь F — площадь залежи; Л_Эф — эффективная нефтенасыщен-ная толщина пласта; т — пористость; s_CB — насыщенность по­роды, связанной водой; п — число скважин.

Радиус разрабатываемого одной скважиной условного эле­мента площади залежи

Як=л/-^- ■ (IV.83)

Текущая добыча нефти по скважине изменяется во времени и подсчитывается по формуле Л. С. Лейбензона:

= а е-Р*. (IV.84)

Постоянные коэффициенты определим при следующих усло­виях. Если / = 0, дебит нефти равен начальному q₀, т. е. при давлении в пласте, равном давлению насыщения нефти газом.

Суммарную добычу нефти за время t определим путем ин­тегрирования (IV.84) в соответствующих пределах:

Q_H(0 = -5-(l-e-P'). (IV.85) Р

При /->оо из скважины будет извлечено предельное коли­чество нефти Q₀, определяемое конечной нефтенасыщенностью, когда режим растворенного газа переходит в гравитационный. Если Q₀ — извлекаемые запасы нефти при данном режиме, фор­мула дебита нефти имеет вид:

__

q_ti(t) = q₀t ^Qo. (IV.86)

Полученная формула аналогична (IV.54), использованной при расчете изменения добычи нефти в процессе разработки в условиях заводнения. Поэтому для определения добычи нефти в целом по залежи в различные стадии разработки можно ис­пользовать полученные ранее зависимости.

Балансовое уравнение истощения удельного нефтенасыщен­ного объема или всей залежи можно записать в следующем виде:

S_k(Pk) _ Зк(Рнас) _ 1 |<у_цС~ "07*dt =
°и(Рк) ^н(Рнас) 0

₌ _5к_(Рнас)!?о_(і__е-~"Іг'У (IV.87)

*>н (Рнас) &н

Для данного момента времени устанавливают накопленную добычу нефти и находят соответствующую ей насыщенность. По формуле (IV.87) можно определить соответствующее дав­ление, а затем и газовый фактор.

При вытеснении газированной нефти водой вычисления су­щественно осложняются тем, что необходимо знать время пе­рехода каждого ряда скважин (или отдельных скважин) на напорный режим. Для этого проводят расчеты для каждого ряда по различным методикам.

В упрощенной постановке задачу решают с помощью фик­тивной вязкости газированной нефти. Этим учитывают повы­шенное фильтрационное сопротивление во время движения га­зированной нефти по сравнению с однородной нефтью.

При высокой нефтенасыщенности (s_K^0,95) фиктивную вяз­кость определяют из соотношения

_Цн(Рнас)__{т (IV88)}

а

где а = 0,944—21,43£_г;

\1н

(IV.89)

Здесь

1= ^{R (Рнас)}.

Рнас

Для определения дебитов рядов скважин используют схему эквивалентных фильтрационных сопротивлений.

§8. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Основной принцип разработки нефтяных месторождений в СССР заключается в следующем: каждое нефтяное место­рождение разрабатывают таким образом, чтобы при заданном объеме материальных и трудовых ресурсов была получена мак­симальная добыча нефти по стране, определяемая государст­венным планом, при возможно более полном извлечении из недр всех полезных ископаемых и соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.

Реализация основного принципа разработки нефтяных ме­сторождений предполагает соблюдение важнейшего условия: плановая добыча нефти должна быть получена при наименьших народнохозяйственных затратах.

В процессе проектирования разработки нефтяного место­рождения рассматривают множество вариантов, отличающихся технологией извлечения нефти из недр и системами разработки. Из всех вариантов при примерно равных экономических пока­зателях выбирают вариант, характеризующийся наибольшей нефтеотдачей. И наоборот, из вариантов, обеспечивающих до­стижение одинаковой нефтеотдачи, в качестве оптимального вы­бирают вариант с лучшими экономическими показателями.

В нашей стране установлены единый порядок составления проектных документов по разработке нефтяных месторождений и единые требования к их основному содержанию. Принята следующая номенклатура проектных документов:

принципиальная схема разработки;

технологическая схема разработки;

проект разработки;

уточненный проект разработки;

технологическая схема или проект опытной промышленной разработки.

В принципиальной и технологической схемах, составляемых для месторождений, содержащих несколько объектов или са­мостоятельных площадей разработки, отражают объекты и си­стемы разработки, технологию извлечения нефти из недр, мак-102 симальный уровень добычи нефти и сроки ввода месторожде­ния. По результатам гидродинамических и экономических рас­четов устанавливают основные технико-экономические показа­тели по вариантам разработки, оценивают текущую нефтеот­дачу и обводненность продукции скважин, общие и удельные капитальные вложения, себестоимость, приведенные затраты и другие показатели.

В проекте разработки, составляемом вслед за технологи­ческой схемой, с учетом накопленного опыта уточняют исход­ные данные для расчета показателей, окончательно решают вопрос о технологии и системе разработки выделенных объек­тов, способах эксплуатации скважин на различных этапах, о сборе, подготовке и транспорте продукции скважин. Кроме того, определяются мероприятия по охране недр и окружающей среды.

Проект разработки — окончательный документ, на основе которого составляют проект обустройства месторождения и про­водят все работы по обеспечению добычи нефти на месторож­дении.

Технологическая схема или проект опытно-промышленных работ по испытанию новой технологии извлечения нефти из недр содержит дополнительно результаты лабораторных и теоретиче­ских исследований, а также результаты гидродинамических рас­четов показателей разработки. Технико-экономический анализ полученных результатов характеризует эффективность предла­гаемой технологии по сравнению с традиционными методами разработки.

Дата добавления: 2015-08-27