Cтраница 3
Во-первых, чтобы компенсировать начальное незнание фактической зональной неоднородности пластов и фактической долговечности скважин, можно проанализировать опыт разработки многих давно разбуренных и разрабатываемых нефтяных месторождений, по ним установить фактическую неоднородность пластов и долговечность скважин; и затем это знание по аналогии использовать при проектировании разработки новых нефтяных месторождений. Оказывается, детально рассмотренный опыт разработки старых нефтяных месторождений очень интересен и поучителен. [31]
С позиции теории разработки нефтяных месторождений конкретный опыт разработки множества различных месторождений имеет теоретическую и практическую ценность; во-первых, потому что разработку различных месторождений описывают одни и те же универсальные математические закономерности ( уравнения разработки нефтяной залежи), отличающиеся только величиной своих параметров; во-вторых, потому что интересно создать банк фактических значений параметров, особенно тех, что количественно характеризуют неоднородность и изменяемость коллекторских свойств нефтяных пластов; чтобы знать, что в природе бывает, а что нет, что бывает часто, редко и очень редко; чтобы заранее знать область практического применения получаемых теоретических решений и чтобы на первом этапе проектирования разработки новых нефтяных месторождений, когда имеется информация, полученная по редкой сетке разведочных скважин, и фактически нет данных о неоднородности и пространственной изменяемости коллекторских свойств пластов, учесть эту неоднородность и изменяемость по аналогии по данным разрабатываемых нефтяных месторождений, разбуренных достаточно густой сеткой скважин, но не игнорировать эту неоднородность и изменяемость, как это делают при применении детерминированных математических моделей разработки нефтяных месторождений. [32]
Высвобожденные за счет этого ресурсы были направлены на разведку и разработку новых нефтяных месторождений в Пермской области, в Урало-Поволжье, в Западной Сибири и др. Большое значение в этот период приобретают новые технологические методы крупномасштабного воздействия на залежи нефти путем закачки воды как в законтурную, так и во внутриконтурную части месторождений. [33]
Заданная динамика добычи нефти в отрасли по годам обеспечивается проведением целого ряда мероприятий. К ним необходимо, прежде всего, отнести установление определенной очередности ввода в разработку новых нефтяных месторождений и темпов их разбуривания, постепенный переход от реализации вариантов плана с меньшей добычей нефти к вариантам с большей добычей вплоть до максимальной на уже разрабатываемых месторождениях. [34]
В настоящее время серьезное внимание уделяется решению такой важнейшей проблеме, как составление оптимальных планов развития отрасли на базе научно обоснованных технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений, обеспечивающей большой народнохозяйственный эффект. С этой целью рекомендуется руководящими органами регулярно совершенствовать системы разработки уже эксплуатирующихся месторождений и выбирать оптимальные варианты разработки новых нефтяных месторождений, особенно в период подготовки пятилетних планов развития страны. В этих условиях главным направлением совершенствования планирования добычи нефти и его увязки с проектированием разработки нефтяных месторождений является определение оптимальных отборов нефти из месторождении, обеспечивающих удовлетворение народнохозяйственной потребности в нефти с минимальными затратами и наибольшей эффективностью. [35]
В этой же связи необходимы и дополнительные исследования по эффективности ингибирования ортофосфорной кислотой, т.к., обеспечивая защиту от общей коррозии, пленка фосфатов неэффективна при локальном коррозионном процессе. Изучение этого вопроса необходимо и при решении задач противокоррозионной защиты в условиях закачки морской воды, предусматриваемой при разработке новых нефтяных месторождений Мангышлака. [36]
В целом по стране в 1990 г. намечено добыть 635 - 640 млн. т нефти и газового конденсата. В решении этой задачи важную роль должны сыграть разработанные и осуществляемые на практике комплексные целевые программы по увеличению межремонтного периода работы скважин, повышению использования попутного газа, совершенствованию эффективности разработки старых и вводу в разработку новых нефтяных месторождений и др. Так, за XII пятилетку необходимо увеличить межремонтный период работы скважин в 1 8 раза, повысить уровень использования нефтяного попутного газа в Западной Сибири до 90 %, обеспечить темп роста промышленной продукции по нефтедобывающей промышленности. [37]
В соответствии с решениями XXIV съезда КПСС в нашей стране принят курс на интенсивное развитие нефтяной промышленности в девятой пятилетке. Выполнение плана добычи нефти по стране во многом предопределяется насколько правильно и научно обоснованно будут запроектированы и реализованы интенсивные системы разработки нефтяных месторождений Союза. Основной прирост добычи нефти по стране должен быть обеспечен за счет ввода в разработку новых нефтяных месторождений платформенного типа Западной Сибири и усовершенствования систем разработки нефтяных месторождений Русской платформы. [38]
Приведенные данные также показывают, что текущий уровень добычи нефти в США зависит от конъюнктуры рынка и не соответствует оптимальному уровню добычи. Поэтому для определения необходимого соотношения запасов и уровня текущей добычи нефти у нас в стране не следует широко пользоваться сопоставлениями с данными по США. Оптимальная кратность запасов добыче в СССР, как было указано выше, должна быть рассчитана на основе проектов разработки новых нефтяных месторождений и анализа разработки нефтяных месторождений, находящихся в длительной разработке. [39]
Прежде всего необходимо снизить расходы на ввод в эксплуатацию и разработку отдельных нефтяных и газовых месторождений. Это снижение было обеспечено значительным увеличением расстояний между скважинами в рядах и между рядами в сетке разработки месторождений, в результате чего существенно сократилась потребность в скважинах, уменьшилось время ввода в разработку новых нефтяных месторождений, упростилось промысловое хозяйство. Все это позволило значительно сократить капиталовложения в разработку нефтяных месторождений. [40]
Наконец, темп отбора по отдельным залежам различен на различных стадиях разработки. Максимальный уровень отбора нефти в отдельные годы может достигать весьма высоких значений, а средний темп отбора за 10 лет разработки значительно меньше. Так, по нефтяной залежи пласта Д-1 Дерюжевского нефтяного месторождения максимальный темп отбора был достигнут в 1962 г. и составил 13 5 % от начальных извлекаемых запасов в год, а средний темп отбора за 10 лет наиболее высокого уровня добычи нефти составил 8 75 % в год. Темпы отбора по небольшим нефтяным залежам могут быть очень высокими, так как падение добычи по ним несложно компенсировать интенсификацией добычи на разрабатываемых месторождениях, либо вводом в разработку новых нефтяных месторождений. Падение добычи по крупным нефтяным залежам компенсировать значительно труднее, их добыча оказывает значительное влияние на добычу района в целом, поэтому здесь приходится ограничивать темпы отбора, чтобы иметь более устойчивую динамику добычи нефти. [41]
Высокая капиталоемкость нефтегазодобывающей промышленности требует постоянного изыскания путей относительного уменьшения капитальных вложений. Прежде всего необходимо снижение вложений на ввод в эксплуатацию и разработку отдельных нефтяных и газовых месторождений. Снижение вложений было обеспечено значительным увеличением расстояний между скважинами в рядах и между рядами в сетке разработки месторождений, в результате чего существенно сократилась потребность в скважинах, уменьшилось время ввода в разработку новых нефтяных месторождений, упростилось промысловое хозяйство. Все это позволило значительно сократить капитальные вложения в разработку нефтяных месторождений. [42]