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

Производительность труда  годовой объем добычи нефти или газа, приходящийся на единицу промышленно-производственного персонала, или стоимость валовой продукции на единицу промышленно-производственного персонала в единицу времени.
Валовая продукция нефтегазодобывающего предприятия определяется в денежном выражении произведением отпускной цены на. нефть или газ на количество ее в единицу времени плюс стоимость прочих услуг.
Прибыль равна разнице между стоимостью сданной в единицу времени продукции и эксплуатационными затратами.
Используют и другие показатели, характеризующие эффективность деятельности предприятия. Определение комплекса экономических показателей регламентируется соответствующими инструкциями и методическими указаниями, принимаемыми в нефтяной и газовой отрасли.


9.5 Проведение гидродинамичес­ких расчетов основных показателей разработки


Гидродинамические расчеты при режиме растворенного газа.
Режим растворенного газа начинается в пласте либо с начала разработки, если начальное пластовое давление равно давле­нию насыщения, либо после исчерпания упругой энергии, если текущее пластовое давление равно давлению насыщения. Плас­товая энергия определяется количеством растворенного газа в единице объема нефти и равномерно распределена по залежи. Поэтому скважины целесообразно размещать по равномерной (квадратной или треугольной) сетке, если не предусматрива­ется замена другим режимом. Расчетная модель представляется однородным по свойствам коллектора и нефти пластом в виде круглого цилиндра с концентричной внутри скважиной. Радиус R_к основания цилиндра рассчитывается из формулы объема цилиндра по удельному нефтенасыщенному объему порового пространства (балансовым запасам) залежи, приходящемуся на одну скважину:
_, (9.18)

где: S₃, h, m  площадь нефтеносности, эффективная толщина и пористость пород за­лежи;

S_св  водонасыщенность коллектора;
n  число скважин.
При этом расстояния между скважинами составят при квадратной сетке ; и при треугольной сетке .
В методике расчетов принимается, что относительные проницаемости зависят только от насыщенности пор нефтью, связанная вода относится к скелету породы, эффектами гравитации, сегрегации, первой фазой режима и интерференцией скважин можно пренебречь. Расчеты выполняются по методу последова­тельной смены стационарных состояний для одной скважины, а полученные результаты распространяют на всю залежь.
Для расчета показателей разработки (дебитов, давлений, газового фактора, нефтеотдачи и срока разработки) необходимо предварительно определить зависимость между нефтенасыщенностью s_k и давлением р_к на непроницаемом контуре расчетной модели. Такая зависимость получена из уравнений материального баланса для нефти и газа и выражается приближенной формулой
_, (9.19)
где: G_i – средний газовый фактор в интервале изменения давления на контуре модели от p_кi до р_кi+1 при среднем давлении
_{, (9.20)}
s(p_кi) – масса газа в единице объема раствора при давлении на контуре модели p_кi;
b_н(p_кi), μ_н(p_кi) – объемный коэффициент и абсолютная вязкость нефти при давлении p_кi;
s_кi, s_кi+1 - нефтенасыщенность пор при давлениях p_кi и p_кi+1;
ρ_го, ρ_г(p_кi) – плотность газа при стандартных условиях и при давлении p_кi и пластовой температуре Т_пл;