Cтраница 2
За три года по 13 скважинам было отобрано дополнительно 154 тыс. т нефти, или 5 1 % от ожидаемой добычи нефти по этим скважинам за весь срок разработки при обычном заводнении. [16]
С момента появления в продукции достаточно большого количества воды, что обычно наблюдается после отбора примерно одной трети извлекаемых запасов, при планировании обычно начинают пользоваться статистическими методами расчета ожидаемой добычи нефти и воды. Гидродинамические методы расчета на этой стадии разработки крайне громоздки. [17]
С момента появления в продукции достаточно большого количества воды, что обычно наблюдается после отбора примерно одной трети извлекаемых запасов, при планировании обычно начинают пользоваться статистическими методами расчета ожидаемой добычи нефти и воды. Гидродинамические методы расчета на этой стадии разработки крайне громоздки и неточны. [18]
Заметим, что прогнозирование добычи нефти, основываясь на характеристиках вытеснения, следует проводить на ближайшие 5 - 7 лет, а при ежегодном контроле за состоянием разработки сравнением фактических и теоретических показателей устанавливают причины отклонений и при необходимости корректируют характеристики с последующим пересчетом постоянных коэффициентов a, b, a, b и ожидаемой добычи нефти. [19]
Заметим, что прогнозирование добычи нефти, основываясь на характеристиках вытеснения, следует проводить на ближайшие 5 - 7 лет, а при ежегодном контроле за состоянием разработки сравнением фактических и теоретических показателей устанавливают причины отклонений и при необходимости корректируют характеристики с последующим пересчетом постоянных коэффициентов a, b, a, b и ожидаемой добычи нефти. [20]
Показанные выше методики прогноза добычи основывались на установлении связи между двумя параметрами. В действительности же ожидаемая добыча нефти ( воды) может находиться во взаимосвязи с большим числом параметров, многие из которых являются регулируемыми, т.е. зависят от деятельности людей, осуществляющих процесс разработки. [21]
Амортизацию осуществляют по физическим единицам продукции, при этом нефть и газ переводятся в одну единицу измерения с учетом их примерного сравнительного теплосодержания, однако при определенных условиях ( в случае регулируемых цен) амортизацию целесообразнее начислять по единице дохода. В последнем случае амортизацию начисляют пропорционально текущей валовой выручке ( за вычетом роялти и выплат из чистой прибыли) от продажи добычи относительно будущей валовой выручки, рассчитанной по текущим ценам ( с учетом лишь ценовых изменений, оговоренных условиями соглашения), от продажи ожидаемой добычи нефти и газа, извлеченных из участков недр с доказанными запасами. Влияние значительного роста цен в течение года на ожидаемую будущую валовую выручку должно быть учтено при начислении амортизации только для периода, следующего за увеличением цены. [22]
По методике М.К.Мамедовв и Б.М.Саркисяна дополнительную добычу нефти выявляют путем построения графиков, где по оси абсцисс откладывают время, а по оси ординат - соответствующую добычу нефти. По виду графика подбирают наиболее подходящую аналитическую формулу, а затем сглаживают фактическую кривую. Ожидаемую добычу нефти за последующие годы рассчитывают по выбранной эмпирической формуле. [23]
Третья группа методов, использующих зависимость одних технологических показателей от других, является основной в настоящее время. Из этой группы можно выделить две подгруппы применительно к режимам истощения и водонапорному режиму. В первом случае применительно к режиму истощения для прогнозирования ожидаемой добычи нефти строят графики разработки за последние 3 - 5 лет. При этом если число добывающих скважин за указанный период не изменяется, то учитывают добычу нефти в целом по залежи. [24]
С промышленной точки зрения более значительным показателем для пластов с водонапорным режимом является их высокая отдача нефти, существенно выше, чем для пластов с газовым режимом. Это явление объясняется тем, что в большинстве пластов местная эффективность вытеснения нефти путем заводнения по существу выше, чем при режиме работы растворенного газа. Добыча в размере 75 % запасов нефти при водонапорном режиме довольно обоснована. Отсюда интерес к эффективному действию напора воды имеет весьма существенную экономическую основу. Так как водонапорный режим обеспечивает получение оптимальной добычи для данного пласта и развитие такого режима подчиняется контролю оператора, имеет смысл, очевидно, произвести попытку получения такого поведения пласта искусственно с целью повышения суммарной нефтеотдачи. Следует отметить, что водонапорный режим сам по себе не всегда обеспечивает максимальную нефтеотдачу независимо от пластовых условий. Подземные резервуары, в которых залегают первоначально газовые шапки, поддерживаемые активным водяным напором, могут и не дать всей ожидаемой добычи нефти, если напор воды плохо контролируется. Так как последний стремится вызвать движение всей - массы нефти впереди себя, необходимо обратить внимание на то, чтобы не загнать нефть в газовую шапку. Напор воды следует контролировать и давление в газовой шапке поддерживать так, чтобы предупредить движение начального контакта газ - нефть вверх по структуре, даже если это потребует закачки газа в газовую шапку для обеспечения градиента давления книзу в направлении нефтяной зоны. [25]
С промышленной точки зрения более значительным показателем для пластов с водонапорным режимом является их высокая отдача нефти, существенно выше, чем для пластов с газовым режимом. Это явление объясняется тем, что в большинстве пластов местная эффективность вытеснения нефти путем заводнения по существу выше, чем при режиме работы растворенного газа. Добычу нефти при газовом режиме, составляющую / з начального содержания ее в пласте, можно считать во многих случаях вполне удовлетворительной, в то время как нефтеотдача в 50 % путем заводнения обычно рассматривается минимальной. Добыча в размере 75 % запасов нефти при водонапорном режиме довольно обоснована. Отсюда интерес к эффективному действию напора воды имеет весьма существенную экономическую основу. Так как водонапорный режим обеспечивает получение оптимальной добычи для данного пласта и развитие такого режима подчиняется контролю оператора, имеет смысл, очевидно, произвести попытку получения такого поведения пласта искусственно с целью повышения суммарной нефтеотдачи. Следует отметить, что водонапорный режим сам по себе не всегда обеспечивает максимальную нефтеотдачу независимо от пластовых условий. Подземные резервуары, в которых залегают первоначально газовые шапки, поддерживаемые активным водяным напором, могут и не дать всей ожидаемой добычи нефти, если напор воды плохо контролируется. Так как последний стремится вызвать движение всей массы нефти впереди себя, необходимо обратить внимание на то, чтобы не загнать нефть в газовую шапку. Напор воды следует контролировать и давление в газовой шапке поддерживать так, чтобы предупредить движение начального контакта газ - нефть вверх по структуре, даже если это потребует закачки газа в газовую шапку для обеспечения градиента давления книзу в направлении нефтяной зоны. [26]