Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Альметьевский государственный нефтяной институт

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Р.Р. Ибатуллин _Курс лекций_17.10.07

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

15.05.2015

Размер:

888.42 Кб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 23 / 103 4 5 6 7 8 9 10 > Следующая >>>

Например, чем ниже проницаемость, выше вязкость нефти, тем плотнее должна быть сетка.

Необходимо учитывать различные параметры при выборе величины сеткиНИ.

Примечание: 1 га = 104 м2. Если сетка равномерная по площади и Sc=25 га/скв, то расстояние между скважинами 500 м.

ка

АГ

Рекомендуемые величины сетки скважин

1-2 га/скв

При μ > 1000 мПа.с

10-20 га/скв

В низкопроницаемых коллекторах 0,01 мкм2

25-64 га/скв

Для обычных коллекторов и для глубокозалегающих

месторождений (h > 3500-4000 м)

70 га/скв и более

Для высокопроницаемых

трещ нных коллекторов

Плотность сетки и её влияние на величину нефтеотдачи

пласте влияние плотности сетки

Только в однородном высокопрон цаемомб

несущественно влияет на

величину нефтеотдачи

(например,

месторождение

Восточный Техас, США).

ая

Чем выше неоднородность пласта,

тем значительнее влияние плотности

сетки на нефтеотдачу.

Внедрение

системы

ППД

позволяет

разредить

сетку

скважин при

сохранении темпов отбора: до 40-х годов – 36-56 га/скв, 60-70-е годы – 50-

60 га/скв.

тр

С использ ванием характеристик вытеснения были определены активные

запасы нефти

и коэффициенты

нефтеизвлечения

при

уплотнении

редких

сеток

скважин

путем

добуривания

конкретных

первоначальных

эксплуатационных объектов. Результаты этой работы по некоторым девонским

зал жам приведены в табл. 2.1 [1].

Э	л

																	НИ
																Таблица 2.1
Прирост извлекаемых запасов нефти и коэффициента нефтеизвлечения
		девонских залежей при уплотнении сеток скважин														АГ
Извлекаемые				Коэффициент					Плотность сетки,							АГ
Извлекаемые				Коэффициент					Плотность сетки,							Прирост
запасы, тыс.т				нефтеотдачи, %							га/скв.				коэффициента
															нефтеотдачи, %
	1				2							3			ка	4
					Абдрахмановская			площадь
	247331				42,4						24,9			е		0
	261442				44,8						23,8		т	е		2,4
	261442				44,8						23,8					2,4
	271600				46,6						22,8					4,2
	265673				45,6						21,4					3,2
	265708				45,6							о				3,2
	265708				45,6						20,1					3,2
	272120				46,7						и					4,3
	272120				46,7						19,3					4,3
	274246				47,0					л	19,0					4,6
	277440				47,6					л	17,7					5,2
	277440				47,6						17,7					5,2
	279733				48,0						17,0					5,6
					Первомайское месторождение
	42262				44,4		и		б		33,3					0
	42005				44,1	б	и				32,4					-0,3
	42005				44,1						32,4					-0,3
	44936				47,2						31,6					2,8
	45431				47,7						31,0					3,3
	45358				47,7						31,0					3,3
	44957				47,2						30,5					2,8
	46354				48,7						29,6					4,3
				н	Бондюжское месторождение
	54642				53,6						29,9					0
	55427		н		54,4						28,5					0,8
	56638		н		ая55,6						27,8					2,0
	57006	о			56,0						27,4					2,4
	59013				57,9						26,9					4,3
	59684				58,6						26,2					5,0
	тр				60,3						25,8					6,7
	61420				60,3						25,8					6,7
	62303				61,2						25,5					7,6
				Ново-Елховское месторождение
е	247995				48,4						30,0					0
	244315				47,6						29,0					-0,8
	255370				49,8						27,6					1,4
	259349к				50,6						25,9					2,2
	259622				50,6						24,8					2,2
	260202				50,7						24,0					2,3
	263232				51,3						23,4					2,4
							22

							НИ
				Продолжение табл. 2.1
1	2	3				4
	Елховская площадь
148554	47,8	29,7				0
146370	47,1	28,7				-0,7
147455	47,5	27,2				-0,3
148942	48,0	25,8				0,2
149916	48,3	25,0				0,5
150164	48,4	24,5				0,6
151505	48,8	23,9			ка	1,0АГ
	Акташская площадь
92780	51,0	28,9		е		0
91661	50,4	28,4	т	е		-0,6
91661	50,4	28,4				-0,6
102518	56,3	27,4				5,3
104542	57,5	25,8				6,5
103048	56,6	о				5,6
103048	56,6	24,7				5,6
102307	56,2	24,0				5,2
103295	56,8	23,7				5,8

		л	и прогнозные конечные
Из табл. 2.1 следует, что извлекаемые запасыи			и прогнозные конечные
	б
коэффициенты нефтеизвлечения, определенные по характеристике вытеснения,
и

различаются в зависимости от плотности сетки скважин и из-за внедрения различных мероприятий на эксплуатац онных объектах. Таким образом,

оценка		влияния		различных факторов на текущее нефтеизвлечение методом
							ая
многофакторного корреляционногобанализа позволяет для девонских объектов
сделать следующие выводы:
	-	при	более			н		сетке скважин текущее нефтеизвлечение при
	-	при	более		плотной			сетке скважин текущее нефтеизвлечение при
		одинаковом			объеме прокачанной через пласт жидкости оказывается
		выше;			н
		выше;
	-	при	более плот ой					сетке скважин происходит прирост извлекаемых
			тр	нефти			и	повышается	коэффициент нефтеизвлечения
		запас в		нефти			и	повышается	коэффициент нефтеизвлечения
		эксплуатационногоо					объекта.
		к
	Бавлинское месторождение известно по всей стране и за рубежом
благодаря			проведению на					нем в течение	трех десятилетий уникального
	е
промышл нного эксперимента по изучению влияния плотности сетки скважин
л

на производительность залежи и нефтеизвлечение [2]. Основные цели эксперимента были следующие.

Доказать возможность сохранения достигнутого объема добычи нефти

из пласта ДI 10000 т в сутки при остановке около 50% скважин

действующего эксплуатационного фонда.

Изучить

реальных

условиях

разработки

пласта

ДI

зависимость

нефтеизвлечения от плотности размещения скважин.

НИ

Первая задача эксперимента была решена быстро (в течение 1-2 лет).

Запроектированный объем добычи нефти на месторождении был получен при

АГ

вдвое меньшей плотности сетки добывающих скважин. Это было достигнуто на

ранней стадии разработки при наличии больших резервов добычи (рис. 2.6). В

настоящее

время гидродинамическими

расчетами

эту

задачу

можно

очень

быстро

выполнить

высокой точностью

для э ого

ка

проводить

не

надо

экспериментальных работ.

Вторая,

основная,

задача

определение

промышленного эксперимента –

влияния плотности сетки скважин

на нефтеотдачу пласта – является одной из

важнейших научных и практических проб ем нефтянойи

промышленности. Для

решения ее

на

Бавлинском месторождении

потребовалось

более

лет и

тщательное

проведение большого комплекса теоретических и промысловых

исследований.

ая

6000,0

100

5000,0

Обводненность, %

жидкости, тыс. т

Обводненность,

4000,0

Добыча жидкости

3000,0

нефти

Добыча

тр1950

2000,0

1000,0

Добыча нефти

0,0

1945

1955

1960

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

Добыча жидкости.тыс.т

Добыча нефти.тыс.т

Обводненность,%

Рис. 2.6 Динамика добычи нефти, жидкости, а также обводненности по пашийскому

горизонту Бавлинского месторождения (1946-2005 гг.)

При этом было установлено существенное влияние плотности сетки

скважин на нефтеотдачу даже при исключительно благоприятных геолого-

физических параметрах горизонта ДI. Определенные экспериментальным путем

потери нефтеотдачи при разрежении сетки с 26 до 84 га/скв. по ВНЗ составили,

НИ

по различным оценкам, от 6,2 до 12,7 пунктов, а при разрежении сетки вдвое по

чисто нефтяной зоне – от 3,1 до 4 пунктов, а в целом по залежи горизонта ДI –

от 4,7 до 6,7 пунктов, что существенно выше ранее прогнозируемых 0,25-1,5

пункта.

АГ

Независимо от поставленных задач, фактичес и на месторождении

осуществлялся другой эксперимент – по определению возможности выработки

запасов нефти водонефтяной

ка

в чисто

зоны скважинами, расположенными

нефтяной

части

залежи,

т.е.

без

разбуривания

По этому

вопросу

ВНЗ.

проведенный

эксперимент однозначно показал не бходимость разбуривания

всей залежи (включая и водонефтяные зоны) с самого начала равномерной

оптимальной сеткой скважин с проектированиеми

резервных скважин для

бурения

на

поздней стадии

разра отки на остаточные

невырабатываемые

запасы и для формирования зон стяг ван я контуров нефтеносности.

Был

сделан

вывод,

что

работы

оказывают

экспериментальные

отрицательное влияние на конечные результаты. В дальнейшем

эксплуатационное бурение дополнительныхб

скважин велось с большим риском

и осторожностью из-за бо зни получения непродуктивных скважин. Экономия

средств в начальной ст дии разработки привела к неоправданно большим

затратам

средств

а поздней стадии разработки. Поэтому

необходимо

ая

разбуривать всю площадь залежи оптимальной сеткой скважин с самого начала

разработки.

При проектир вании новых скважин на разрабатываемых объектах при

сложившихся на сегодня экономических условиях принимаются следующие

величины ос а очных запасов на скважину:

- Урало-Поволжье – 20-40 тыс.т./скв;

тр

- Западная Сибирь – > 100 тыс.т./скв;

- США – 10-12 тыс.т./скв.

Стадии разработки нефтяного месторождения

НИ

Qн

АГ

III

ка

Рис. 2.7 Стадии разработки нефтяного месторождения

На рис. 2.7 представлены следующие основные стадии разработки:

I этап – этап разбуривания и ввода нефтяного месторождения в разработку.

На

этом этапе строится

нфраструктура промысла: система сбора,

подготовки, хранения продукцииии т.д. На этом этапе самые большие

ая

капитальные вложения.

II этап – выход месторождения на максимальную постоянную добычу (плато).

Это

самая

продуктивн я

часть

периода разработки месторождения.

Незначительные затраты, максимальная выручка.

III этап – резкое паде ие добычи и рост обводненности продукции. Падение

рентабельности добычи.

тр

снижения добычи нефти или ее стабилизации за счет

IV этап – этап плавногон

применения МУН. Продолжительность этого этапа чаще всего превышает

продолжи ельность всех трех предыдущих вместе взятых. Добыча может

быть даже сопоставима с добычей всех предыдущих этапов (Ромашкинское

м сторождение). Рентабельность часто минимальна, требуются налоговые

стимулы для продолжения разработки. Например, введение льгот по НДПИ на выработанные месторождения.

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

НИ

Дифференциация НДПИ по степени выработанности месторождения

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) был введен в действие

Налоговым Кодексом Российской Федерации с 1 января 2002 года [3].

Налогообложению

подлежит

каждая

тонна

добытой нефти после

ка

технологической подготовки – обезвоживания, обессоливания и ст билизацииАГ

НДПИ рассчитывается по формуле:

Н = Нб × Кц × Кв ,

(2.1)

где Н – налог на добычу полезных ископаемых, руб./т;

Нб – базовая ставка налога, руб./т;

Кц – коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть;

выработанности конкретного

Кв – коэффициент, характеризующий степеньл

участка недр.

Базовая ставка НДПИ устанавл вается законодательно. По состоянию на

01.01.2007 года базовая ставка НДПИ принята равной 419 руб./т.

ая

Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц),

определяется ежемесячно по формуле:

Кц = (Ц -9)×Р/261,

(2.2)

где Ц – средний за

алоговый период уровень цен нефти сорта "Urals",

долл./барр.;

тр

за налоговый период курс доллара США к рублю

Р – среднее значениен

Российской Федеоации, устанавливаемый Центральным банком Российской

Федерации, руб./долл.

Значение Ц определяется как сумма средних арифметических цен покупки

продажи на мировых рынках

нефтяного

сырья

(средиземноморском

роттердамском) за все дни торгов, деленная на количество дней торгов в соответствующем налоговом периоде.

					НИ
Коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов
конкретного участка недр (Кв), определяется в следующем порядке [4].
				АГ
	При Св < 0,8	Кв = 1		АГ
	При Св < 0,8	Кв = 1
	При 0,8 ≤ Св ≤ 1	Кв = 3,8-3,5·Св		(2.3)
	При Св > 1	Кв = 0,3
В приведенных выше выражениях Св			ка
В приведенных выше выражениях Св		– степень выр бот нности запасов

конкретного участка недр – рассчитывается на основании данных

утвержденного	государственного баланса запасов пол зных ископаемых за
календарный	год, предшествующий				о
календарный	год, предшествующий	налоговому периодуе , в котором
				и
происходит применение коэффициента Кв, по ф рмулет:
	Cв = N / V	б	л		(2.4)
	Cв = N / V				(2.4)

где N – сумма накопленной до ычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов

		б
полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому
периоду,	в котором происходит применениеи		коэффициента Кв;
V –	ая		нефти, утвержденные с учетом
	начальные извлекаемые запасы

прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкрет ому участку недр в соответствии с данными

государственного бала са запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.
				н
	При добыче сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих
нефть вязкостью б				нлее 200 мПа с (в пластовых условиях), при использовании
		тр	о
прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр
налогообложение производится по налоговой ставке 0 рублей.
	При добыче газового конденсата ставка НДПИ составляет 17,5% от цены
р ализации.
	к			природного горючего газа ставка НДПИ установлена в
	При добыче			природного горючего газа ставка НДПИ установлена в
	е
размере 147 рублей за 1 000 кубических метров газа.
л
				28

НИ

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) является федеральным

налогом и подлежит полностью зачислению в бюджет Российской Федерации.

ω(τ ) = n

АГ

Основные показатели ввода нефтяного месторождения в разработку

Темп ввода скважин (элементов) в разработку:

ка

где n – количество элементов. Например, два элемента в год.

Темп в большей степени зависит от финансовых ресурсов

омпании. На

шельфовых месторождениях темп ограничен технологич скими

возможностями платформы.

Темп разработки элементао

zэ =

qн

, т.е. темп разработки – это отношение текущей добычи нефти к

Nизв.э

извлекаемым запасам этого элемента. В завб

симости от стратегии разработки

можно выбрать различные варианты динамики темпа разработки (рис. 2.8).

zэ

ая

«Полка» характеризует

возможность постоянной

добычи

нt

тр

Рис. 2.8 Динамика темпа разработки

Экспоненциальная модель дебита скважины

НИ

qн

qlim

ка

АГ

Qбезв

Qк

Qнак

Рис. 2.9 Динамика текущего дебита скважины qн по нефти в функции

от накопленного дебита по нефти Qнак:

qlim – предельный рентабельный дебит скважины;

Qбезв – накопленный безводный дебит скважины;

Qк – предельный рентабельный накопленный дебит скважины

На рис. 2.9 можно выделить два этапа:

безводный период до Qбезв (скважина даети

чистую нефть);

(или период безводной падающей

2) период обводненной продукции до Qлк

добычи).

Подходы и правила разбуривания месторождения

Стратегия разбурив ния нефтяного месторождения должна обеспечить

и достижение расчетной величины

равномерную выработку запасовая

нефтеотдачи.

Для этого:

тр

разбуривание и ввод в разработку отдельных

осуществляется

эксплуа ационных объектов или

их

участков для

обеспечения

равномерного охвата пласта воздействием;

не допускается

опережающая выработка наиболее

продуктивных

пластов;

<<< < Предыдущая 1 23 / 103 4 5 6 7 8 9 10 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
29.08.2019554.5 Кб7пром. геолог.doc
#
15.05.201558.91 Кб72Психологическое время.docx
#
04.05.2019309.25 Кб9Психология масс и анализ человеческого Я.doc
#
15.05.2015163.27 Кб18психология.rtf
#
15.05.201597.91 Кб230ПЭК ЛЕКЦИИ.docx
#
15.05.2015888.42 Кб77Р.Р. Ибатуллин _Курс лекций_17.10.07.pdf
#
15.05.201581.58 Кб17Раабота.docx
#
21.09.2019129.54 Кб1РАБОЧАЯ ПРОГРАММА.doc
#
01.05.2025128.51 Кб0рабочее время и время отдыха.doc
#
01.05.202554.02 Кб0рабочее время тут.docx
#
20.08.2019772.61 Кб73Раздел 1.doc