Cтраница 3
Первым технологическим документом на ввод месторождения в эксплуатацию является проект пробной эксплуатации; для месторождений со сложным строением и нестандартными условиями разработки - технологическая схема опытно-промышленной разработки. Эти проектные документы выполняются специализированными проектными организациями и представляют собой программу тех работ, которые необходимо выполнить для подготовки месторождения к проектированию. Все работы на месторождении, в том числе бурение скважин в период пробной эксплуатации, подчинено тем задачам, которые предусмотрены программой. [31]
Основным недостатком техсхем на ввод месторождений в промышленную разработку по-прежнему является слабая обоснованность геолого-физических характеристик месторождения, включая характеристику коллекторских свойств пород-коллекторов по данным анализа керна, материалам ГИС и данным гидродинамического исследования пластов и скважин. В техсхемах и проектах отмечается сокращение объема промыслово-исследо-вательских работ по контролю за разработкой залежей, определений КИН в заводненных зонах пластов; нет должного анализа использования фонда скважин, не всегда понятны и объяснимы причины вывода скважин в бездействие. Вывод скважин из эксплуатации во многих случаях технологически не обоснован; в некоторых проектных документах не приведены программы работ по выводу скважин из бездействия и сокращению простаивающего фонда. [32]
Такой подход позволяет ускорить ввод месторождения в разработку. Кроме того, в ходе опытно-промышленной эксплуатации уточняются данные о запасах газа, накапливается опыт разработки и обустройства применительно к данному месторождению. На период опытно-промышленной эксплуатации отбор газа строго ограничивается. Ввод крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений начинается с опытно-промышленной эксплуатации. [33]
Следовательно, оптимальный момент ввода месторождения в ОПЭ - это та степень изученности параметров ( или стадия разведки) месторождения, при достижении которой ввод его в ОПЭ дает народному хозяйству максимальный экономический эффект. [34]
Новопетровская), после ввода месторождений в разработку давления начинают снижаться. Однако темп этого снижения при суммарных отборах газа 40 - 60 % начинает заметно сокращаться, а по некоторым скважинам напоры даже увеличиваются. Увеличение ( иногда очень резкое) темпов снижения напоров в единичных законтурных скважинах ( например, скв. Ленинградского месторождения) свидетельствует лишь о локальных изменениях в характере внедрения вод и не может повлиять на общий вывод. [35]
Был определен итоговый рейтинг ввода месторождений. Рейтинг Севе-ро - Парусового и Семаковского месторождений признан равнозначным. Парусовое и Тота-Яхинское месторождения занимают последние места. [36]
Имеются случаи необоснованной задержки ввода месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, эффективная разработка которых возможна только с применением методов увеличения нефтеотдачи. Примером этого может являться Русское месторождение высоковязкой нефти и другие. [37]
На стадии подготовки и ввода месторождения ( залежи) в разработку оценка коэффициентов извлечения нефти и прогноз технологических показателей разработки по месторождениям с балансовыми запасами до 3 млн. т, а также по залежам простого геологического строения с балансовыми запасами нефти до 30 млн. т могут производиться по методике, использующей коэффициенты вытеснения, охвата вытеснением и заводнения, а также по статистическим зависимостям с учетом заложенных в них ограничений. Зависимости устанавливаются с помощью многофакторного анализа по фактическим данным разработки достаточно большого числа залежей с примерно аналогичными геолого-физическими условиями и особенностями разработки. Могут быть использованы и прямые методы аналогии. Необходимые повариантные расчеты технологических и технико-экономических показателей разработки выполняются по эмпирическим соотношениям с использованием экспресс-методов и методик современной экономической оценки вариантов разработки. [38]
В целях сокращения сроков ввода месторождений, устранения бросовых затрат необходимо отказаться от проведения пробной эксплуатации. Технологические схемы разработки должны содержать принципиальную схему обустройства с детальными технико-экономическими расчетами. При проектировании сетки скважин должны учитываться топография площади и реальные возможности обустройства отдельных участков месторождения. [39]
Основной объем информации после ввода месторождения в разработку обеспечивается глубинными исследованиями. При этом в среднем по каждой скважине проводится 4 - 5 исследований в год. Анализ работ на месторождениях Западной Сибири показал, что 80 % всех исследовательских операций приходятся на замер пластовых и забойных давлений, по 6 % - на исследования скважин методом установившихся отборов и снятием кривой восстановления давления, 8 % - на другие виды исследований. [40]
На I стадии при вводе месторождения в разработку отмечается неустойчивая динамика себестоимости добычи нефти. Это объясняется конкретными условиями формирования нефтепромыслового хозяйства и организацией производства. На месторождениях, которые вступали в разработку в обустроенном районе, начальный период разработки характеризуется относительно низкой себестоимостью; по мере формирования собственного промыслового хозяйства себестоимость, как правило, возрастает. На других месторождениях А, Б, В начальный период I стадии характеризуется относительно высокой себестоимостью, которая 1 - 2 года резко снижается и в последующем вновь возрастает или стабилизируется. [41]
В настоящее время освоение и ввод месторождений в разработку осуществляются по следующей схеме. [42]
Итак, нефтеотдача зависит от ввода месторождения, от доли разбуривания нефтяных пластов, от охвата дренированием разбуренных пластов, от заводнения дренируемых объемов и от вытеснения нефти в пределах заводненных дренируемых объемов. [43]
Уже через несколько лет после ввода месторождения в эксплуатацию могут проводиться модернизация и / или реконструкция УКПГ, связанные с, заменой тех или иных аппаратов или усовершенствованием технологических процессов. [44]
ТНу - период от года ввода месторождения в разработку до года выхода на предусмотренный проектом максимальный уровень добычи нефти. При расчете нижнего уровня замыкающих затрат учитываются лишь месторождения, намеченные к вводу в разработку в плановом периоде. [45]