Проектирование разработки месторождений углеводородного сырья (лекция 8)

1.

• Проектирование
разработки
месторождений
углеводородного сырья
(лекция 8)

2.

3.

• Карта остаточных извлекаемых запасов. В
каждой точке на картах какое-то значение.
Запасы это величина объемная, поэтому в
точке запасов быть не может. Карта
запасов, в том числе и остаточных, в виде
мозаики, состоящей их ячеек, в которых
имеются запасы нефти. При взгляде сверху
запасы нефти (остаточные на конкретный
период времени) суммируются по ячейкам,
находящимся друг под другом.

4.

Карта удельных подвижных запасов

5.

• Состояние разработки
месторождения
(эксплуатационных объектов)

6.

Факторный анализ
Qн = qж * Nд * fн * Kэкс
ΔQн qж = Δqж * Nдпр * fнпр * Kэкспр
ΔQн Nд = qжпр * ΔNд * fнпр * Kэкспр
ΔQн fн = qжпр * Nдпр * Δfн * Kэкспр
ΔQн fн = qжпр * Nдпр * fнпр * ΔKэкспр

7.

влияние действующего добывающего фонда
влияние дебита жидкости
900
824,8
влияние обводненности
влияние среднего времени работы скважин
суммарное расхождение
Добыча нефти, тыс.т.
700
500
474,7
463,0
366,2
325,0
300
253,7
177,0
147,9
90,6
100
20,8
112,5
154,1
123,3
103,9
44,2
109,7
24,8
-7,7
-7,9
-16,8
-31,6
-100
-189,7
-219,3
-300
2012
2013
2014
2015
-229,5
-274,7
2016

8.

Таблица проект-факт (таблица 8)
Показатели
Ед.
2019 г.
2020 г.
изм.
Проект
Факт
Проект
Факт
Добыча нефти всего
тыс.т
2470,9
2663,2
2357,4
2676,3
в том числе из переходящих скважин
тыс.т
2445,4
2653,6
2334,0
2658,3
в том числе из новых скважин
тыс.т
25,5
12,2
23,4
18,0
тыс.т
2470,9
2665,9
2357,4
2676,3
Ввод новых добывающих скважин
шт.
38
3
35
7
в том числе из эксплуатационного бурения
шт.
38
3
35
7
в том числе из разведочного бурения
шт.
0
0
0
0
Перевод скважин из других категорий
шт.
0
7
0
12
Перевод скважин с других объектов
шт.
0
0
0
0
Ввод боковых стволов
шт.
0
8
0
0
Средний дебит новой скважины по нефти
т/сут
4,2
45,3
4,2
17,8
Cреднее число дней работы новой скважины
дни
160
90
160
145
Cредняя глубина новой скважины
м
979,0
1450
980
1358
Эксплуатационнное бурение всего
тыс.м
54,8
4,4
55,9
9,5
в том числе добывающие скважины
тыс.м
37,2
4,4
34,3
9,5
в том числе вспомогательные и специальные скважины
тыс.м
17,6
0,0
22
0
Расчетное время работы новых скважин предыдущего года в данном году
дни
7634
1041
13186
1041
Расчетная добыча нефти из новых скважин предыдущего года в даннном году
тыс.т
32,8
53,6
55,4
47,1
Добыча нефти из переходящих скважин предыдущего года
тыс.т
2508,7
2579,0
2445,4
2653,6
Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного года
тыс.т
2541,5
2632,7
2500,8
2700,8
Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного года
тыс.т
2445,4
2653,6
2334,0
2658,3
Изменение добычи нефти из переходящих скважин
тыс.т
-96,1
21,0
-166,8
-42,5
%
-3,8
0,8
-6,7
-1,6
тыс.т
55,3
47,1
51,0
43,2
добыча нефти механизированным способом
Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин
Мощность новых скважин

9.

Метод трех кривых

10.

Годовая добыча нефти за год
Qн = Qнпер + Qннов
Qннов = Nдобнов * qннов * Tнов
Qнпер = Qнперрас * Кизм
Qнперрас = Qнперi-1ст + Qнперi-1нов
Qнперi-1нов = Nдобновi-1 * qнновi-1 * 365 *Kэкнов

11.

Тот ост = 100% * Qн / Qостизв
Qостизв – остаточные извлекаемые запасы нефти
на начало года
Qн – годовая добыча нефти на первый
прогнозный год
Обеспеченность добычи запасами = 1/ Тот ост
Крайние случаи, вопрос к КИНfv и начальным
геологическим запасам:
Тот ост : - меньше 5%, а объект полностью
разбурен и текущая обводненность близка к
предельной
- более 30%, значительная площадь не
разбурена и текущая обводненность далеко не
близка к предельной

12.

Зависимость темпа отбора от остаточных
извлекаемых запасов

13.

Необходимо сравнивать технологические
показатели вариантов между собой. Причем во всех
вариантах должен присутствовать факт за
предыдущий прошедший год, а не показатели по
утвержденному варианту в ныне действующем
проектном документе. Если технологии за какой то
период времени не отличаются друг от друга, то и
показатели должны быть одинаковыми. За
исключением
параметров,
связанных
с
извлекаемыми запасами нефти, которые по
вариантам могут разняться.

14.

15.

- Форм госплановских таблиц может быть несколько
(было в свое время их 7), в зависимости от целей.
- Если написано процент изменения добычи, то знак «» говорит о падении добычи, а если написано процент
падения, то знак «-» говорит о росте добычи нефти.
- Предварительно в Exel проводятся расчеты по нефти
с учетом результатов расчетов по модели.
- Нет единого программного продукта для получения
стандартных форм таблиц.

16.

В последний год разработки должны
отбираться все извлекаемые запасы нефти данного
варианта разработки. В таблице 8 темп отбора от
остаточных извлекаемых запасов нефти в последний
год
разработки
должно
быть
100%.
Никаких необоснованных скачков ни по дебитам
жидкости, обводненности быть не должно.

17.

Шапка таблицы
Таблица 38. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ (НЕФТЬ) <*>
МЕСТОРОЖДЕНИЕ __________
ЛУ __________
ЭО __________
КАТЕГОРИЯ ЗАПАСОВ __________
ВАРИАНТ __________

18.

N
п/п
Показатели
Ед. изм. Годы
20__
1
1 Добыча нефти всего
2
3
тыс. т
2 в том числе из перешедших скважин
тыс. т
3 в том числе из новых скважин
тыс. т
4
Ввод новых добывающих и нагнетательных скважин
из бурения
скв.
5 Ввод новых добывающих скважин из бурения
скв.
6 в том числе из эксплуатационного бурения
скв.
7 в том числе из разведочного бурения
скв.
8 Ввод новых нагнетательных скважин из бурения
скв.
9 в том числе из эксплуатационного бурения
скв.
10 в том числе из разведочного бурения
скв.
11 Средняя глубина новой скважины
м
12 Эксплуатационное бурение всего
тыс. м
13 в том числе добывающие скважины
тыс. м
14
в том числе нагнетательные и специальные
скважины
15 Перевод скважин из других категорий
тыс. м
скв.
4
20_ 20_ 20_ 20_ 20_
_ _
_
_ _
5 6 7
8 9

19.

16 Перевод скважин с други х объектов
скв.
17 Ввод боковых стволов
шт.
18 Средний дебит новой скважины по нефти
т/сут.
19 Среднее число дней работы новой скважины
дни
20
Расчетное время работы новых скважин
предыдущего года в данном году
дни
21
Расчетная добыча нефти из новых скважин
предыдущего года в данном году
тыс. т
22
Добыча нефти из перешедших скважин
предыдущего года
тыс. т
23
Расчетная добыча нефти из перешедших
скважин предыдущего года
тыс. т
24
Ожидаемая добыча нефти из перешедших
скважин предыдущего года
тыс. т
25
Изменение добычи нефти из перешедших
скважин
тыс. т
26
Процент изменения добычи нефти из
перешедших скважин
%

20.

27 Выбытие добывающих скважин
скв.
28 в том числе под закачку
скв.
Эксплуатационный фонд добывающих
29
скв.
нефтяных скважин на конец года
в том числе нагнетательных в отработке на
30
скв.
нефть
Действующий фонд добывающих нефтяных
31
скв.
скважин на конец года
32 Выбытие нагнетательных скважин
скв.
Эксплуатационный фонд нагнетательных
33
скв.
скважин на конец года
Действующий фонд нагнетательных
34
скв.
скважин на конец года
Средний дебит действующих скважин по
35
т/сут
жидкости
Средний дебит перешедших скважин по
36
т/сут
жидкости
37 Средний дебит новых скважин по жидкости т/сут
Средний дебит действующих скважин по
38
т/сут
нефти
39 в том числе перешедших
т/сут
Средняя приемистость нагнетательных
40
м3/сут
скважин
Средняя обводненность продукции
41
%
действующего фонда скважин
Средняя обводненность продукции
42
%
перешедших скважин

21.

43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
Средняя обводненность продукции
новых скважин
Добыча жидкости всего
в том числе из перешедших скважин
%
тыс. т
тыс. т
в том числе из новых скважин
тыс. т
Добыча жидкости с начала
тыс. т
разработки
Добыча нефти с начала разработки
тыс. т
Коэффициент извлечения нефти
доли ед.
(КИН)
Отбор от утвержденных извлекаемых
%
запасов
Темп отбора от начальных
%
извлекаемых запасов
Темп отбора от текущих извлекаемых
%
запасов
Закачка рабочего агента
тыс. м3
Закачка рабочего агента с начала
тыс. м3
разработки
Компенсация отбора текущая
%
Компенсация отбора с начала
%
разработки
Добыча растворенного газа
млн. м3
Добыча растворенного газа с начала
млн. м3
разработки
Использование попутного нефтяного
млн. м3
газа
Использование попутного нефтяного
%
газа