Cтраница 1
Время разработки нефтяной залежи на различных этапах характеризует темп разработки данной залежи. Например, если время разработки залежи равно 25 годам, то это означает, что годовой темп отбора нефти из нее составляет в среднем 4 % от промышленных запасов. Темп отбора нефти из залежи, а следовательно, и продолжительность разработки зависит от геолого-физической характеристики залежи, режима дренирования, запасов пластовой энергии, техники эксплуатации скважин. [1]
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. [2]
Кз и F2 - суммарные отборы нефти и жидкости за все время разработки нефтяной залежи в долях подвижных запасов нефти, F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти, величины Кз и F определяются с учетом расчетной послойной неоднородности ( здесь с учетом Кзи и / Сэк, которые однозначно зависят от V - расчетной послойной неоднородности) и величины А - расчетной доли агента в дебите жидкости добывающей скважины. Поскольку два основных действующих фактора ( неоднородность пластов по проницаемости и различие нефти и вытесняющего агента по физическим свойствам - по подвижности и плотности) являются взаимно независимыми ( инвариантными), то учет их действия в методике проектирования [7] производится раздельно, поэтому величина ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и агента - вынесена за скобки. При этом сначала с помощью величины ( io совершается переход от весового реального вытесняющего агента к расчетному агенту ( от Л2 к А), затем учитывается неоднородность пластов в пределах отдельного среднего типичного элемента нефтяной залежи и определяются величины Кз и F, затем учитывается зональная неоднородность в пределах залежи между ее элементами и применяются уравнения разработки нефтяной залежи, соответственно получается динамика дебитов нефти, дебитов расчетной жидкости и числа работающих скважин, после чего с помощью величины / JQ совершается обратный переход от дебитов расчетной жидкости к де-битам весовой жидкости. [3]
Задаваясь различными вариантами числа скважин, для каждого из них находим время разработки нефтяной залежи и изменение во времени дебита жидкости и газа и пластового и забойного давлений. Далее, исходя из геологических и технико-экономических соображений, выбираем наиболее рациональный вариант разработки нефтяной залежи. [4]
Задаваясь различными вариантами числа скважин, для каждого из них находим время разработки нефтяной залежи и изменение во времени дебита жидкости и газа и пластового и за бойного давлений. Далее, исходя из геологических и технико-экономических соображений, выбираем наиболее рациональный вариант разработки нефтяной залежи. [5]
Следовательно, независимо от предшествующих условий отбора в течение оставшегося периода времени разработки нефтяной залежи отбор флюидов производится при сохранении постоянного давления в скважинах. Поэтому решение задачи настоящего параграфа имеет не только теоретический, но и практический интерес. [6]
Следовательно, независимо от предшествующих условий отбора в течение оставшегося периода времени разработки нефтяной залежи отбор жидкости и газа производится при сохранении постоянного давления на скважинах. Поэтому решение задачи, сформулированной в заглавии настоящего параграфа, имеет не только теоретический, но и практический интерес. [7]
Следовательно, независимо от предшествующих условий отбора в течение оставшегося периода времени разработки нефтяной залежи отбор флюидов производится при сохранении постоянного давления в скважинах. Поэтому решение задачи настоящего параграфа имеет не только теоретический, но и практический интерес. [8]
Поскольку скважины-дублеры бурят и вводят в действие постепенно по мере аварийного выбытия проектных скважин в течение всего времени разработки нефтяной залежи, то с учетом дисконтирования капитальные затраты на я0 5518 скважин-дублеров оказываются, как на п0 669 проектных скважин, т.е. пробуренных на залежи до начала ее разработки. Кстати, общее число скважин-дублеров может быть значительно уменьшено, если будет увеличена их долговечность. [9]
Создаваемые продукты труда должны превышать расходуемые продукты труда, т.е. процесс извлечения запасов нефти должен быть экономически эффективным в течение всего времени разработки нефтяной залежи; надо получать максимально возможный эффект ( максимально возможную разность выручки и затрат) от разработки нефтяной залежи, но не на единицу вложенного капитала, а на единицу балансовых геологических запасов нефти. Если должен быть максимальный экономический эффект от разработки нефтяной залежи, то логичным будет стремление к максимальной экономически оправданной нефтеотдаче пластов. Так должно быть в нефтедобывающей отрасли промышленности, если эта отрасль является базовой и бюджетообразующей. [10]
Вариант 1 с бурением сразу всех скважин в большинстве случаев проигрывает варианту 2 с постоянным бурением скважин-дублеров вместо аварийно выбывших скважин в течение всего времени разработки нефтяной залежи, потому что требует значительно более высоких капитальных затрат. [11]
Рациональным следует считать такое объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты, которое обеспечивает максимум среднего дебита нефти на пробуренную скважину за основной период или за все время разработки нефтяной залежи. [12]
Так введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти зависят от разбуривания нефтяной залежи - от числа пробуренных проектных скважин - от ввода в разработку балансовых геологических запасов нефти, а также от предельной обводненности добывающих скважин, которая может изменяться ( которую можно изменять) в сторону увеличения в течение времени разработки нефтяной залежи. Введенные в разработку начальные извлекаемые запасы жидкости тоже зависят от разбуривания залежи и от предельной обводненности добывающих скважин. [13]
Гс, годы ( лет); текущий дебит нефти рассматриваемой нефтяной залежи ( или достаточно большой совокупности совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин) обозначим q, т / год; амплитудный ( начальный максимальный) дебит этой же нефтяной залежи ( совокупности скважин) будет д0, т / год, и начальные извлекаемые запасы нефти залежи - О0, т; л0 и п - начальное и текущее число работающих скважин; К3 - суммарный отбор нефти и F - расчетный суммарный отбор жидкости за время разработки нефтяной залежи в долях ее подвижных запасов нефти. [14]
Введем следующие обозначения: рассматриваемый текущий момент времени ( отсчет времени от начала процесса) обозначим t, годы ( лет); среднюю долговечность скважины обозначим Тс, годы ( лет); текущий дебит нефти рассматриваемой нефтяной залежи ( или достаточно большой совокупности совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин) обозначим q, т / год; амплитудный ( начальный максимальный) этой же нефтяной залежи ( совокупности скважин) будет q0, т / год и начальные извлекаемые запасы нефти залежи - Q0, т; п0 и п - начальное и текущее число работающих скважин; К3 - суммарный отбор нефти и F - расчетный суммарный отбор жидкости за время разработки нефтяной залежи в долях ее подвижных запасов нефти. [15]