Cтраница 3
Первая фаза объединяет в себе функции собственно планирования ( ОПП), а также учета, контроля, анализа, прогнозирования, нормирования и проектирования. В рамках этой фазы решаются следующие задачи: определение оптимального объема выпуска готовой продукции каждой единицы технологического оборудования ( например, установление оптимального режима работы добывающих и нагнетательных скважин, установок по подготовке нефти, газа и воды и т.п.); составление планов-графиков выполнения различных работ; составление планов-графиков работы как основного технологического, так и вспомогательного оборудования; корректировка планов-графиков в зависимости от реального текущего состояния отдельных систем ( геологических, технических) и ГТК в целом; прогнозирование решения плановых задач в указанные сроки; сбор информации о ходе производства и состоянии систем, входящих в ГТК; осуществление связей между разными подразделениями нефтегазодобывающего предприятия. [31]
Поскольку внедрение воды может происходить как в латеральном, так и в вертикальном направлении, то на плане залежи могут появиться участки замедленного и ускоренного внедрения воды в обоих направлениях. Особенность этих участков состоит в том, что они носят виртуальный характер, т.е. их форма, размеры и местоположение строго в пространстве залежи не закреплены, а зависят от местоположения и режимов работы добывающих и нагнетательных скважин и их расположения относительно элементов литоструктуры и ФЕС-структуры. [32]
Россия явно опередила США. Однако за последнее десятилетие отмеченное преимущество России по конечной нефтеотдаче пластов явно сокращается, во-первых, потому что в США увеличились масштабы применения заводнения нефтяных пластов, во-вторых, потому что там осуществляется удовлетворительный контроль за работой скважин и оптимизация режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. У нас в России самым острым является вопрос о контроле за обводненностью отбираемой жидкости ( соответственно за дебитом нефти) добывающих скважин. Контроль должен быть индивидуальным за работой каждой отдельной скважины, он должен обладать удовлетворительной точностью, чтобы позволять принимать инженерные решения по каждой скважине. Пока обычно такого контроля нет и о работе больших групп скважин, работающих на общие резервуары, судят по их групповым результатам. Таким образом, большие группы скважин фактически превращаются в укрупненные скважины с резко возросшей неравномерностью вытеснения нефти закачиваемой водой, поскольку к типичной послойной неоднородности, наблюдаемой по отдельной добывающей скважине, добавляется зональная неоднородность, наблюдаемая между скважинами. При этом обычно значительно увеличивается отбор попутной воды и уменьшается отбор извлекаемых запасов нефти, заметно уменьшается конечная нефтеотдача пластов. [33]
По результатам гидродинамических исследований скважин строят карты гидропроводности и пьезопроводности пластов, продуктивности и приемистости скважин, которые также используют при регулировании процесса разработки месторождений. Одновременно строят графику, характеризующие динамику изменения основных показателей разработки месторождения во времени. Для установления режима работы добывающих и нагнетательных скважин используют также карты пористости и проницаемости пласта. Все-эти данные позволяют осуществить рациональное регулирование процесса разработки, цель которого заключается в достижении запланированных отборов нефти ( газа) и возможно более высокой нефтеотдачи ( газоотдачи) при минимальных затратах. [34]
Эффективность закачки сухого газа зависит от запасов газа, конденсата, удельного его содержания в газе, вида фазовой диаграммы, числа добывающих и нагнетательных скважин и их размещения на структуре и площади газоносности. Кроме того, важное значение имеют технологические режимы работы добывающих и нагнетательных скважин. [35]
На третьем этапе моделирования осуществляется адаптация математической модели по данным наблюдений. Путем воспроизведения истории разработки месторождения осуществляется уточнение основных фильтрационно-емкостных параметров пласта, заложенных в модель. Чаще всего корректируются абсолютные и фазовые проницаемости, объем законтурной области, коэффициент сжимаемости пор, коэффициенты продуктивности и приемистости скважин. Обратная задача решается итерационно до тех пор, пока модель фильтрации не воспроизведет распределение давления и насыщенностей, которое возникает в результате приложенного воздействия - заданных режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Этот этап моделирования, очень трудоемкий и требующий большого опыта и знаний, является необходимым для достоверного прогнозирования поведения пласта и оценки технологических показателей вариантов разработки. [36]
Принципиальный переход к интенсивной системе воздействия на нефтяные пласты был совершен в начале семидесятых годов. В семидесятые годы были разбурены и введены в разработку все утвержденные извлекаемые запасы нефти. Необходимо отметить, что в шестидесятые - семидесятые годы Россия по сравнению с США имела значительно более высокую ожидаемую конечную нефтеотдачу пластов. Причем это было вполне обоснованно, поскольку в России почти повсеместно на разрабатываемых нефтяных месторождениях применялось заводнение нефтяных пластов. Интересно отметить, что метод искусственного заводнения нефтяных пластов ( метод полдержания пластового давления) был изобретен и запатентован в США давным-давно, примерно в начале текущего двадцатого столетия, но по масштабам его применения Россия явно опередила США. Однако за последнее десятилетие отмеченное преимущество России по конечной нефтеотдаче пластов явно сокращается, во-первых, потому что в США увеличились масштабы применения заводнения нефтяных пластов, во-вторых, потому что там осуществляется удовлетворительный контроль за работой скважин и оптимизация режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. У нас в России самым острым является вопрос о контроле за обводненностью отбираемой жидкости ( соответственно за дебитом нефти) добывающих скважин. Контроль должен быть индивидуальным за работой каждой отдельной скважины, он должен обладать удовлетворительной точностью, чтобы позволять принимать инженерные решения по каждой скважине. Пока обычно такого контроля нет, и о работе больших групп скважин, работающих на общие резервуары, судят по их групповым результатам. [37]