Годовой отбор - жидкость
Cтраница 2
 |
График разработки нефтяного эксплуатационного объекта. [16] |
На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды ( или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления. [17]
Зк - капитальные затраты за все время разработки нефтяной залежи, включая бурение скважин-дублеров и их обустройство, обусловленное ограниченной долговечностью ( Гсоо); Зт - текущие экономические затраты за один год; ЕЗТ - - сумма текущих затрат за все годы разработки залежи; Зк, Зк, Зт, Зт - нормативные коэффициенты капитальных и текущих затрат пропорциональные числу скважин и годовому отбору жидкости, которые определяют расчетным путем или по фактическим данным нефтедобывающих предприятий; nos - общее-число скважин, включающее: п0 - число скважин по проектной сетке плюс ль - число скважин-дублеров; N0 - общее число скважино-лет работы за все время разработки залежи; QFO - - расчетный суммарный отбор жидкости или расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости; ( 1 - Лср) - расчетная средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости; Q0 - начальные извлекаемые запасы нефти; q0 - амплитудный дебит на одну скважину проектной сетки; q0 q0 n0 - амплитудный дебит нефтяной залежи; Тс - средняя долговечность скважины. [18]
Здесь Спр - цена 1 т нефти на нефтяном рынке; А / - налоги на реализацию в долях единицы; Са - акциз на 1 т нефти; 3 -текущие экономические затраты на 1 действующую скважину; 3 - текущие экономические затраты на 1 т годовой добычи жидкости; 3 - капитальные затраты на 1 пробуренную скважину; З л - затраты на ликвидацию скважины после завершения ее работы; X - нормативный коэффициент экономической эффективности, учитывающий, что экономический эффект и капитальные затраты этого года более ценны, чем такие же экономический эффект и капитальные затраты следующего года в ( 1 X) раз; q и q - соответственно годовой отбор нефти и годовой отбор жидкости в весовых единицах; гг - число действующих скважин в Z-M году; Дп 1 - годовое число пробуренных и введенных в действие скважин; t - год разработки нефтяной залежи и продолжительность периода, для которого определяется чистая накопленная дисконтированная прибыль от разработки нефтяной залежи. [19]
При этом накопленный отбор жидкости составляет 418 45 млн. т, в том числе 89 36 млн. т нефти и 329 09 млн. т воды, доля воды в накопленном отборе жидкости равна 78 6 %, т.е. на 1 т нефти приходится 3 68 т воды. Текущий годовой отбор жидкости составляет 14 53 млн. т, в том числе 1 74 млн. т нефти и 12 79 млн. т воды, доля воды в годовом отборе жидкости равна 88 0 %, т.е. на 1 т нефти приходится 7 35 т воды. Текущий годовой дебит нефти составляет 13 % от максимального годового дебита нефти, полученного в 1989 г. Текущий фонд работающих скважин составляет 13 5 % от всего фонда пробуренных скважин. [20]
Анализ полученных прогнозных значений количества отобранной жидкости показал, что на их точность существенное влияние оказывает параметр адаптации. На рис. 22 приведены типичные кривые зависимости относительной погрешности прогнозного годового отбора жидкости от коэффициента адаптации. [21]
Для залежей маловязкой нефти основное значение имеет характер динамики отбора жидкости на III стадии разработки. Обобщение опыта разработки таких залежей позволяет выделить следующие три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии: а) постоянное снижение; б) сохранение на уровне II стадии разработки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на второй стадии, в 1 5 - 2 5 раза. [22]
Идентификация параметров модели позволяет прогнозировать динамику пластового давления при заданных годовых режимах эксплуатации месторождения. Так, было рассчитано изменение давления в контуре пласта БСю при годовом отборе жидкости Qx 7585 3 тыс. т и годовой закачке 2з 5792 8 тыс. т воды. [23]
С целью снизить стоимость добычи тонны нефти и сделать ее приемлемой, а также повысить полноту извлечения нефти предлагается довольно интенсивный вариант разработки. В случае одновременного ввода в разработку всех 255 скважин по трем рассматриваемым участкам годовой отбор жидкости ( а в начале это будет нефть) составит 2 29 млн. т / год при 15 млн. т общих промышленных запасов нефти, годовой темп отбора нефти будет 15 % от текущих промышленных запасов. [24]
При этом накопленный отбор жидкости составляет 418 45 млн. т, в том числе 89 36 млн. т нефти и 329 09 млн. т воды, доля воды в накопленном отборе жидкости равна 78 6 %, т.е. на 1 т нефти приходится 3 68 т воды. Текущий годовой отбор жидкости составляет 14 53 млн. т, в том числе 1 74 млн. т нефти и 12 79 млн. т воды, доля воды в годовом отборе жидкости равна 88 0 %, т.е. на 1 т нефти приходится 7 35 т воды. Текущий годовой дебит нефти составляет 13 % от максимального годового дебита нефти, полученного в 1989 г. Текущий фонд работающих скважин составляет 13 5 % от всего фонда пробуренных скважин. [25]
По первому варианту были взяты фактические показатели разработки месторождения за 6 лет ( 1969 - 1974 гг.), по второму показатели разработки были получены следующим образом. Учитывалась фактическая добыча жидкости по годам ( 1969 - 1974 гг.) и расчетная зависимость среднегодовой обводненности от суммарного отбора жидкости, скорректированная на фактический темп обводнения в период до 1970 г. Так как расчет экономической эффективности производился из условия получения равной добычи нефти в вариантах с разной плотностью сетки скважин, показатели разработки по второму варианту были про-экстраполированы на 1975 - 1976 гг. - до момента получения накопленной добычи нефти в объеме первого варианта на конец 1974 г. При экстраполяции годовой отбор жидкости по основному фонду был принят на уровне фактического в 1974 г., а обводненность жидкости была найдена по расчетной кривой. [26]
Затем после некоторого снижения добычи ее максимальный темп был достигнут вновь, что совпало с окончанием разбуривания залежи и обеспечением значительных объемов закачки воды. Для годового отбора жидкости также после достижения максимума ( 7 7 %) характерны спады и подъемы в пределах 7 3 - 5 4 %, при этом в целом происходило снижение добычи нефти. Это вызвано уменьшением среднего дебита жидкости на одну скважину - с 37 8 т на третьем году разработки до 17 т в 1974 г. Всего из залежи отобрано 79 9 % извлекаемых запасов. [27]
В настоящее время для частичного решения обратной задачи разработки используют характеристики вытеснения. Однако имеются известные ограничения в применении этих методов, связанные с их объективными возможностями. Характеристики вытеснения не приспособлены к реально изменяющимся условиям разработки залежи и более или менее удовлетворительно описывают только позднюю стадию эксплуатации. В основу практически всех известных методов характеристик вытеснения положено постоянство годовых отборов жидкости. Если задаваться каким-либо другим законом динамики отбора жидкости, то получаются и другие более сложные эмпирические зависимости между интегральными показателями: накопленной добычей нефти, воды и жидкости. [28]
Страницы: 1 2