Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Месячная и годовая добыча нефти Q^м_н, Q^г_н - основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам данного объекта соответственно за месяц и за год. Эти показатели определяются суммированием добытой нефти из всех добывающих скважин за соответствующий период. Характер изменения во времени этих показателей зависит от свойств пласта и насыщающих его нефти, от систем и технологии разработки (рис.9.11.)


Рис.9.11. Динамика добычи жидкости и нефти по годам
2. Месячная и годовая добыча жидкости Q^м_ж, Q^г_ж - суммарная добыча нефти и воды соответственно за месяц и за год. В начальный период разработки из залежи добывают безводную нефть. На месторождениях, разрабатываемых путем закачки воды, в дальнейшем скважины постепенно начинают обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти (рис.9.11.)
3. Добыча газа. Этот показатель зависит от содержания растворенного газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте и наличия газовой шапки. При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому объем добываемого газа можно определять как произведение объема добытой нефти на величину пластового газового фактора. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается.
4. Обводненность добываемой продукции. Она определяется как средний показатель за каждый месяц и за каждый год для каждой добывающей скважины и по залежи в целом. Размерность ее – доли единиц или % (рис.9.12.).

Рис.9.12. Динамика обводненности по годам

Величина обводненности добываемой продукции численно равна отношению добытой воды к добытой жидкости за соответствующий период:

, (9.11)
Во времени величина обводненности в процессе разработки изменяется от 0 до 100%. Характер обводнения скважин и залежи в целом зависит от многих факторов, прежде всего, от отношения вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды и послойной неоднородности пласта. С увеличением вязкости пластовой нефти и степени неоднородности пласта сокращается период безводной добычи нефти, увеличивается темп роста обводненности добываемой продукции. Обводненность может служить показателем эффективности разработки пласта.
5. Накопленная или нарастающая добыча нефти Q^нак_н определяется суммированием годовой добычи нефти из залежи за все предшествующие годы разработки. Она в начальный период разработки интенсивно растет, а по мере обводнения скважин темп роста нарастающей добычи нефти снижается (рис.9.13).



Рис.9.13. Динамика накопленной добычи нефти по годам

6. Коэффициент извлечения нефти (КИН). Часто употребляют термин «коэффициент нефтеотдачи пласта». КИН - это основной показатель, отражающий технологическую эффективность разработки нефтяного месторождения.

7. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ) относятся к прогнозным показателям. Численное значение НИЗ равно объему нефти, который может быть извлечен из пласта за весь период разработки:
, (9.12)
Наряду с абсолютными технологическими показателями добычи нефти используются следующие относительные, т.е. безразмерные показатели разработки
8. Темп отбора нефти от НИЗ и текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) определяются как отношение годовой добычи нефти соответственно к НИЗ и ТИЗ, обычно выражается в процентах или в долях единицы:
, (9.13)
Текущие извлекаемые запасы на конец года вычисляются путем вычитания накопленной добычи нефти к этому времени от НИЗ:
_, (9.14)
Темп отбора нефти от НИЗ в начальный период разработки возрастает, затем, достигнув своего максимального значения, постепенно снижается.
9. Коэффициент использования запасов нефти определяется как отношение накопленного отбора нефти к НИЗ:
_, (9.15)
Коэффициент использования запасов, по существу, это то же самое, что и накопленная добыча нефти. Отличие заключается лишь в том, что К_исп(t) – величина относительная, а накопленная добыча нефти является размерной величиной. При разработке месторождения методом искусственного поддержания пластового давления, кроме вышеназванных, используются следующие показатели
10. Закачка вытесняющих агентов (воды) годовая и накопленная. По графикам изменения годовых объемов закачки воды, отбора нефти, обводненности продукции и среднего пластового давления можно оценить эффективность заводнения пластов.
11. Компенсация отбора жидкости закачкой определяется как отношение накопленной закачки воды к накопленной добыче нефти в пластовых условиях, %.
12. Водонефтяной фактор (ВНФ) определяется как отношение накопленной добычи воды к накопленной добыче нефти. Чтобы достичь одинакового значения КИН, на залежах вязких нефтей требуется закачивать в пласт больше объема воды по сравнению с залежью маловязкой нефти, т.е. один и тот же КИН достигается при различных значениях ВНФ.
Кроме указанных выше технологических показателей разработки применяются следующие показатели:
13. Действующий фонд скважин добывающих и нагнетательных скважин.
14. Средний дебит одной скважины по нефти и по жидкости за месяц.
15. Месячная, годовая и накопленная добыча нефти из каждой скважины.
16.Распределение давления в пласте (карта изобар) – строится по замерам пластового давления в скважинах. Оно характеризует энергетическое состояние разрабатываемого пласта.
17. Давление нагнетания Р_уст по скважинам
18. Забойное давление Р_заб в добывающих скважинах.
19. Распределение температуры в пласте.
20. Распределение скважин по способам эксплуатации.

К экономическим показателям разработки относятся:

• капитальные вложения;
• удельные капитальные вложения на добычу 1 т нефти;
• текущие затраты без учета затрат на амортизацию основных производственных фондов;
• эксплуатационные затраты, включающие затраты на амортизацию основных фондов;
• себестоимость продукции;
• прибыль;
• экономический эффект.