Cтраница 1
Дебиты новых скважин qt, вводимых в t - м году, рассчитывают с учетом зависимости их от эффективности подготовки запасов нефти. [1]
Уменьшение дебита новых скважин в 1968 - 1974 гг. оказало на удельные капиталовложения меньшее влияние, чем рост стоимости строительства скважин. На долю производительности новых скважин приходится 18 8 % общего прироста удельных затрат по предприятиям с падающей и 25 % - по предприятиям с растущей добычей нефти. Характерно, что роль этого фактора в росте удельных капиталовложений по предприятиям, разрабатывающим молодые залежи, значительно большая, чем в НГДУ, эксплуатирующих истощенные месторождения. [2]
В этих условиях прогнозирование дебитов новых скважин, вводимых в эксплуатацию из бурения в планируемый период, наиболее достоверно можно выполнить путем сопоставления ковра бурения с какой-либо картой, отражающей продуктивность вводимых в эксплуатацию участков залежи с размещенными на них скважинами. По эксплуатируемым месторождениям, когда производится уплотнение сетки, проектные скважины размещают на карте разработки и для каждой из них дебит устанавливают исходя из дебитов окружающих действующих скважин. По новым месторождениям или при вводе в разработку неразбуренных участков эксплуатируемых месторождений дебиты новых скважин целесообразно определять исходя из их вероятной продуктивности по картам нефтенасыщенной мощности или гидропроводности. [3]
Как подтверждают наблюдения, темп снижения дебита новых скважин в несколько раз меньше, чем старых, подвергавшихся различным способам восстановления. [4]
Расчеты на отраслевом уровне проводят на основе информации о стоимости 1 м эксплуатационного и разведочного бурения; дебитах новых скважин; коэффициентах изменения добычи нефти и ряд других. [5]
Анализ приведенных данных показывает, что по сравнению с 1975 г. главным фактором повышения эффективности капитальных вложений в добычу нефти являлись рост дебитов новых скважин и снижение удельных капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство на одну эксплуатационную скважину. [6]
Дальнейшее совершенствование методики планирования нефтедобывающей промышленности должно быть направлено на установление взаимосвязи между добычей нефти и подготовкой запасов, определение важнейших расчетных показателей плана добычи нефти ( коэффициентов изменения добычи нефти по старому фонду скважин, дебитов новых скважин и др.) на основе теории проектирования и практики разработки нефтяных месторождений. В этих условиях методология планирования развития нефтедобывающей промышленности должна охватывать как единое целое все сложные производственные процессы по подготовке запасов нефти, разработке нефтяных месторождений и магистральному транспортированию нефти. Кроме того, в планах развития отрасли должна быть предусмотрена единая система показателей функционирования для производственных предприятий, объединений, министерств. В современных условиях, учитывая огромные масштабы нефтедобывающей промышленности, ее динамическое развитие, качественно разнородный состав разрабатываемых месторождений и размещение геологоразведочных работ на значительной территории, методики планиро-авния этой важнейшей отрасли народного хозяйства должны совершенствоваться на базе применения экономико-математических методов и ЭВМ. [7]
Предложены два метода получения верхних оценок функционала на множествах возможных мест размещения новых добывающих скважин. Первый метод основан на вычислении верхних оценок дебитов новых скважин, Q, Vi e S3, а второй - на решении вспомогательной задачи максимизации при дополнительном по сравнению с исходной задачей ограничении. В вычислительном отношении оба метода сводятся к многократному решению эллиптического уравнения с различными краевыми условиями на контурах скважин. [8]
Показатель вновь созданных мощностей может также измеряться потенциально возможным объемом добычи нефти и газа из новых скважин. Применение данного показателя целесообразно для стимулирования качественного вскрытия продуктивного пласта и повышения на этой основе дебита новых скважин. [9]
По отношению к вновь вводимым скважинам представляется вполне логичным полагать, что размещение их самих на площади залежи и вскрываемых в них интервалов в разрезе продуктивных отложений должно было приниматься такими, чтобы обеспечить безводную их работу, во всяком случае, на первом ( планируемом) году эксплуатации. Что касается дебитов новых скважин, то они могут устанавливаться с учетом фактических данных по соседним скважинам, скважинам-аналогам. [10]
На пятом этапе ( с 1980 г.) добыча нефти в республике снижается. Вновь вводимые месторождения - мелкие, и добыча из них не компенсирует снижения отборов на крупных месторождениях. В последние годы дебиты новых скважин постоянно снижаются, запасы новых залежей не покрывают даже трети текущей добычи нефти, обводненность продукции растет. Значительная часть оставшихся запасов нефти приурочена к мелким залежам, низкопродуктивным и карбонатным коллекторам. [11]
Если даже можно было бы правильно сопоставить категории запасов в нашей стране и в США, то в этом случае в СССР кратность запасов добыче должна быть большей, так как в США вводятся в разработку все новые месторождения по мере их открытия. В Советском Союзе вследствие необходимости увеличения эффективности капитальных вложений в нефтяную промышленность месторождения с малыми запасами, невысокими дебитами и низким качеством нефти в большинстве своем не разбуриваются и не вводятся в разработку. Это является одной из причин, обусловливающих высокие дебиты новых скважин в СССР. Поэтому при прочих равных условиях на определенной стадии развития народного хозяйства в СССР для выбора месторождений, разработка которых наиболее целесообразна, необходимо располагать большей кратностью запасов добыче по сравнению со странами, где все открытые месторождения незамедлительно вводятся в разработку. [12]
В этих условиях прогнозирование дебитов новых скважин, вводимых в эксплуатацию из бурения в планируемый период, наиболее достоверно можно выполнить путем сопоставления ковра бурения с какой-либо картой, отражающей продуктивность вводимых в эксплуатацию участков залежи с размещенными на них скважинами. По эксплуатируемым месторождениям, когда производится уплотнение сетки, проектные скважины размещают на карте разработки и для каждой из них дебит устанавливают исходя из дебитов окружающих действующих скважин. По новым месторождениям или при вводе в разработку неразбуренных участков эксплуатируемых месторождений дебиты новых скважин целесообразно определять исходя из их вероятной продуктивности по картам нефтенасыщенной мощности или гидропроводности. [13]
Если в период процесса воздействия сетка пополнялась новыми скважинами ( из бурения или забуривания второго ствола, из возврата или углубления), то при определении дополнительной добычи за счет воздействия это обстоятельство учитывается следующим образом. Начальный дебит новой скважины, вступившей в эксплуатацию в период внедрения процесса, определяется как среднее арифметическое из теоретических текущих дебитов окружающих скважин, соответствующих месяцу ввода в эксплуатацию новой скважины. По величине начального дебита и коэффициентам падения для соответствующих интервалов дебитов строится предполагаемая теоретическая кривая динамики дебитов новой скважины. Дополнительная добыча нефти из такой скважины определяется описанным ранее способом сопоставления фактической кривой дебитов с теоретической кривой предполагаемых дебитов. При необходимости следует вводить поправку на изменение коэффициента эксплуатации. [14]
Стратегические резервы по добыче нефти создаются на месторождениях-гарантах второй группы. Главным целевым назначением месторождений-гарантов второй группы должно являться обеспечение надежности выполнения пятилетнего плана по добыче нефти. При планировании развития нефтяной промышленности на пятилетний период имеется некоторая неопределенность, в таких показателях, как коэффициенты изменения добычи нефти по старому фонду скважин и дебиты новых скважин. Кроме того, по ряду районов предусматривают добычу нефти на еще не открытых месторождениях. В этих условиях всегда имеется вероятность невыполнения пятилетнего плана добычи нефти по отдельным районам и отрасли в целом. [15]