Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

где q — расход газа в потоке газированной жидкости в пласте, то аналогично

Здесь qu — расход нефти в потоке; kr и кя — фазовые проницаемости по газу

с уравнением (XIX.46), вместе с нефтью подходит газ, находящийся при данном забойном давлении в растворе. Чтобы получить суммарный газонефтяной фактор, необходимо к правой части уравнения добавить текущий объем растворенного Rr газа в нефти:

отсюда легко получить формулу для вычисления относительной проницаемости:

Здесь By берется в виде обратной величины, чтобы соблюдались размерности, т. е. Вг в м /м.

Коэффициент продуктивности скважины с понижением давления в пласте непрерывно уменьшается. При больших депрессиях на пласт значения прони­ цаемости для нефти &н> вязкости jlih и объемного коэффициента Ья существенно изменяются в пределах призабойной зоны пласта.

(Ро—Рс) In —

Рс

Интеграл в уравнении можно получить графическим путем. Вообще решить этот интеграл практически невозможно, так как относительная нефтепроницаемость kn лишь косвенно зависит от давления. Понижение коэффициента продуктивности относительно начального значения определяется из соотношения

Используя изложенные указания, можно определить относительное умень­ шение коэффициента продуктивности при снижении давления.

И с п о л ь з о в а н и е м е т о д а н а и м е н ь ш и х к в а д р а т о в в р а с ч е т а х м а т е р и а л ь н о г о б а л а н с а . В уравнениях материаль­ ного баланса учитываются разности (Во — В00) и (Вг— Вго). Последняя разность имеет порядок 1- 10“4. Поэтому ошибка в пятом знаке после запятой может при­ вести к неправильному определению запасов нефти. При небольших понижениях

418

пластового давления в процессе разработки указанные разности становятся мизер­ ными. В таких случаях используют технические методы для получения более точных значений коэффициентов пластового объема нефти и газа. В частности, применяют графические построения в больших масштабах для незначительных понижений давления. Но лучшие результаты получают при помощи метода наи­ меньших квадратов при описании в некоторых диапазонах давлений различными

аппроксимирующими уравнениями. В частности, широко используется квадрат­ ный трехчлен:

Для нахождения констант а, b и с, обеспечивающих наилучшее приближение уравнения (XIX.54) к реальным значениям, используют метод наименьших квадратов. Для этого составляют п рядов значений давления с использованием нормальных уравнений из теории метода наименьших квадратов:

На результаты расчетов материального баланса существенно влияет характе­ ристика pVT, определенная при лабораторных исследованиях проб пластовой жидкости. Для получения точных результатов расчетов необходимо, чтобы процесс выделения газа в пласте был воспроизведен в лабораторных условиях. Характер выделения газа из нефти в пласте непрерывно изменяется с понижением пласто­ вого давления ниже точки насыщения. При небольших снижениях давления газ, выделившийся из нефти, не проникает к забоям скважин, а скапливается в норо­ вом объеме коллектора до тех пор, пока газонасыщенность не достигнет крити­ ческого значения. Таким образом, в процессе разработки залежи в зонах, где газ не движется, происходит контактное дегазирование нефти, а в областях, где газ течет быстрее нефти, происходит дифференциальное дегазирование. Последний процесс более реален в призабойной части пласта. Отсюда можно заключить, что контактное дегазирование более реально отражает процесс выделения газа в пласте из раствора, так как объем призабойной зоны пласта составляет небольшую часть

дренируемой площади.

В дальнейшем с увеличением газонасыщенности выше критического значения, практически во всем пласте газ течет быстрее нефти, что подтверждается высокими газонефтяными факторами. С этого момента процесс выделения газа из нефти в пласте больше напоминает дифференциальное дегазирование.

ГЛАВА XX

ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Основные задачи экономического обоснования разработки нефтяных место-

рождений:

расчет экономических показателей по вариантам разработки; оптимальное распределение отборов нефти по эксплуатационным объектам; выбор рационального варианта разработки нефтяного месторождения;

419

определение экономически обоснованного срока разработки нефтяного место­ рождения и коэффициента конечной нефтеотдачи.

Основные требования, предъявляемые к экономическому обоснованию систем разработки нефтяных месторождений:

комплексный подход; народнохозяйственная оценка полученных результатов; детальный анализ факторов и путей повышения эффективности общественного производства.

§ 1. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПО ВАРИАНТАМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

К основным экономическим показателям, характеризующим эффективность проектируемых систем разработки нефтяных месторождений, относятся себестои­ мость добычи нефти, удельные капитальные вложения и приведенные затраты. По варианту, рекомендуемому к внедрению, дополнительно рассчитывают такие показатели, как прибыль, рентабельность и производительность труда.

При определении себестоимости добычи нефти, удельных капитальных вложе­ ний и приведенных затрат по вариантам необходимо учитывать не только затраты в разработку нефтяных месторождений, но и затраты на поиски и подготовку запасов нефти в связи с различиями в темпах выработки нефтяных запасов и коэф­ фициентах нефтеотдачи по вариантам.

Экономические показатели систем разработки нефтяных месторождений опре­ деляют в соответствии с проектируемыми, с учетом динамики технологических показателей по вариантам с использованием экономических нормативов в зависи­ мости от изменения технологических факторов на основе обобщения и анализа проектных и фактических данных.

В качестве главных технологических факторов, влияющих на характер эконо­ мических нормативов, принимаются:

объемы добычи нефти и жидкости; фонд добывающих и нагнетательных скважин;

глубина скважин и их производительность (по нефти и по жидкости); объем деэмульгированной жидкости; объем закачки рабочего агента и давление нагнетания; число скважино-месяцев эксплуатации.

В табл. XX. 1и XX.2 приведены формулы, отражающие схему расчетов капи­ тальных вложений и эксплуатационных затрат по направлениям и статьям и характер зависимости различных групп расходов от определяющих их технологи­ ческих факторов.

Специфическая особенность экономического обоснования разработки место­ рождений вязкопластичных нефтей — учет капитальных вложений и текущих затрат, обусловленных подачей тепла в пласт и обогревом наземных путей транс­ портировки нефти и емкостей для ее сбора и хранения.

При определении капитальных вложений учитывают районные поправочные коэффициенты на строительно-мойтажные работы и оборудование. Стоимость оборудования скважин определяют для каждого способа эксплуатации в зависи­ мости от глубины и производительности скважин. Капитальные вложения в сбор и транспорт нефти и газа рассчитывают с учетом поправочных коэффициентов на сетку размещения скважин, газовый фактор и давление на буфере скважины. Вложения в заводнение определяют с учетом поправочного коэффициента на сетку размещения и глубину нагнетательных скважин, давления нагнетания.

Эксплуатационные расходы следует рассчитывать с учетом темпов ввода и существующих норм амортизации скважин, их оборудования и других основных средств. В качестве исходных данных для расчета нормативов капитальных затрат используют проектные и фактические материалы по обустройству данного место­ рождения или аналогичных месторождений района.

При определении нормативов и зависимостей эксплуатационных затрат от технологических параметров в качестве исходных данных используют материалы по эксплуатации данного месторождения или аналогичных месторождений района. В случае отсутствия таковых используют материалы поэксплуатации аналогичных (по геолого-промысловым характеристикам) месторождений других нефтяных

420

ТАБЛИЦА XX.1 КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

421

422