Анализ процесса разработки

 

В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений в залежи, причины сформировавшегося течения процесса и обоснованы методы его регулирования. Важная часть анализа — сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выяснение причин изменения каждого показателя, выявление взаимосвязи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано не­правильными исходными данными проекта, невыполнением проектных решений (режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды), допущениями расчетной методики и др. Большей обоснованности выводов анализа можно достичь при выполнении отдельных расчетов и исследований процесса разработки с использованием уточненных исходных данных.

Круг задач анализа определяется в основном режимом работы пласта и стадией процесса разработки. В общем, при …
водонапорном режиме анализ процесса разработки может включать следующие задачи (по В. Р. Вороновскому и М. М. Максимову).

1. Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.

2. Анализ технологических показателей разработки (по ме­сторождению, отдельным объектам и участкам):

а) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих и накопленных от­боров с гидропроводностью пласта); фондов добывающих и на­гнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации); распре­деления добычи флюидов по площади и толщине пласта (соот­ношения накопленной и текущей добычи и закачки по место­рождению и пласту с выделением характерных участков ме­сторождения по интенсивности их разработки);

б) энергетического состояния месторождения (сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетатель­ных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количества перетекающей жидкости в другие пласты и за контур нефтеносности, взаимодействия пластов, месторождения с соседними месторождениями и скважин, ха­рактерных участков месторождения по распределению пла­стового давления, степени охвата пласта влиянием за­качки);

в) состояния обводненности месторождения (определение влияния текущих темпов разработки на обводненность продук­ции; изучение степени и характера обводнения скважин по пло­щади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтеносности; оценка степени обводненности продукции в за­висимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды);

г) состояния выработки запасов нефти (определение теку­щего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным и картам изохрон обводнения, потерь нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам).

3. Анализ состояния техники добычи:

а) фонда скважин по способам эксплуатации (разбивка сква­жин на группу по наиболее рациональному способу их эксплуа­тации и определение условий и времени прекращения фонтани-рования скважин, ожидаемого изменения фонда скважин по способам эксплуатации);

б) применяемых методов обработки призабойной зоны (вы­явление осложнений при работе оборудования в добывающих скважинах, вызываемых песком, парафином, агрессивными жидкостями, и определение технического состояния призабой-ной зоны; установление наиболее рациональных применяемых методов обработки и крепления призабойной зоны);

п) применяемых способов, технологии и техники эксплуата­ции скважин и состояния наземного и подземного оборудования (установление возможности применения различных способов эксплуатации и оборудования для предотвращения образования песчаных пробок, отложения парафина, вредного влияния газа; технического состояния и добывных возможностей применяемого оборудования при механизированном способе добычи; выявле­ние наиболее эффективных и экономичных способов добычи и оборудования для подъема жидкости и повышения к. п. д.; оценка пропускной способности насосно-компрессорных труб);

г) систем сбора, подготовки и транспортирования нефти и попутной воды (выявление эффективных систем и их техниче­ского состояния; наиболее эффективных и экономичных процес­сов в системах; ограничений по мощности, пропускной способ­ности и давлениям промысловых и магистральных трубопро­водов) ;

д) систем диспетчеризации и автоматизации контроля и уп­равления работой оборудования и процесса добычи (установ­ление наиболее эффективных и экономичных систем, границ воз­можного и целесообразного их применения; оценка эффективно­сти и технического состояния применяемых систем).

4. Анализ экономических показателей: а) себестоимости (установление динамики, оценка по факторам изменения и по статьям затрат); б) капитальных вложений (установление дина­мики, оценка по направлениям промыслового обустройства и по удельной величине); в) производительности труда (установле­ние динамики производительности труда, численности персонала по категориям и цехам, удельной численности работников, в том числе рабочих); г) рентабельности предприятия (выявление пу­тей повышения рентабельности добычи нефти).

Заключительной составной частью анализа следует рассма­тривать прогноз процесса разработки, связанный с предсказа­нием течения технологических процессов в будущем как при неизменных условиях, так и при проведении работ по регулиро­ванию. Цель его состоит в исследовании тенденций протекания процессов разработки в прежних и новых условиях.