Информация и добыча нефти

 

Основной тезис: плохая информация – плохая добыча нефти. Интересно определить в какой мере нехватка информации приводит к снижению добычи нефти.

При недостаточном объеме и неудовлетворительном качестве информации теряется четкая направленность действий, а хаотичность действий резко уменьшает полезный результат. Получается, что по замыслу делали одно, а фактически сделали совсем другое, может быть, прямо противоположное. Наперед ясно, что информация совершенно необходима, что действия вслепую малоэффективны. Однако интуитивного понимания явно недостаточно, необходимы доказательства, т.е. нужна четкая математическая зависимость, чтобы можно было подсчитать экономические затраты на исследования скважин и экономические потери при их эксплуатации при недостатке исследований и затраты сопоставить с потерями.

Поскольку речь идет о снижении добычи нефти, то необходимо начать …
с формулы дебита системы скважин

,

где η – средний коэффициент продуктивности скважин; nо – общее число скважин; рсн и рсэ – забойные давления соответственного нагнетательных и добывающих скважин; φ – функция относительной производительности скважины; ξ – коэффициент, уменьшающий проектный дебит по сравнению с расчетным, полученным для условий постоянно работающих скважин, однородных пластов и достоверно известной их продуктивности.

При этом формула функции производительности скважины

,

где μ* — соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти; m – соотношение добывающих и нагнетательных скважин.

Понижающий коэффициент представляем в виде произведения трех коэффициентов

.

Здесь ξ1 – коэффициент эксплуатации, обычно 0,9-0,95; ξ2 – коэффициент, учитывающий отрицательное влияние зональной неоднородности пластов;

;

V32 – показатель зональной неоднородности по проницаемости; ω – прерывистость, т.е. доля неколлектора по площади нефтяных пластов; S1 – площадь залежи, приходящаяся на одну скважину; d – линейный размер зоны или шаг случайного изменения коллекторских свойств пластов, такими зонами различной проницаемости моделируется зональная неоднородность пластов; ξ3 – коэффициент, учитывающий возможную неточность определения среднего значения коэффициента продуктивности при ограниченном числе исследованных скважин и неоднородности скважин по продуктивности резервирующий часть расчетной производительности с тем, чтобы обеспечить проектный дебет с заданной надежностью не менее 90%,

;

nИ – число исследованных скважин; V2ηО – наблюдаемая неоднородность скважин по коэффициенту продуктивности, зависящая от действительной неоднородности и погрешности определения величины коэффициентов продуктивности,

V2η – действительная неоднородность скважин по коэффициенту продуктивности; VО2 – разброс значений коэффициента продуктивности у отдельной скважины, связанный прежде всего с нестационарностью ее работы и неточностью измерений; nИС – число определений по отдельной скважине.

До сих пор была учтена нехватка информации на стадии проектирования разработки нефтяного месторождения, необходимая для правильного представления о его продуктивности, полученной по ограниченному числу исследований ограниченного числа скважин. Теперь надо учесть ту нехватку информации, которая будет в процессе эксплуатации месторождения.

Пусть на месторождении применяют глубиннонасосный способ откачки нефти. Пусть забойное давление добывающих скважин запроектировано равным давлению насыщения нефти газом.

Дело в том, что при падении забойного давления ниже давления насыщения в пласте вблизи забоя добывающей скважины происходят разгазирование нефти, выпадение и накопление парафина; соответственно неуклонно снижается коэффициент продуктивности скважины, причем такое снижение в случае высокопарафинистой нефти по сравнению с малопарафинистой во много раз (в пять раз и более) сильнее.

При прочих равных условиях при повышении забойного давления добывающих скважин выше проектного уровня снижается дебит нефти, а при падении забойного давления ниже проектного уровня дебит нефти сначала будет незначительно увеличиваться, затем стабилизироваться и даже снижаться. Поэтому здесь приближенно принимают, что при снижении забойного давления ниже проектного уровня дебит нефти не увеличивается и не уменьшается, а остается постоянным.

Это приближенное правило справедливо даже на месторождениях маловязкой и малопарафинистой нефти. Но чтобы это увидеть, надо рассматривать работу не отдельной скважины, а отдельной ячейки скважин с одной центральной нагнетательной и m окружающими добывающими, которая действительно может функционировать самостоятельно.

Таким образом из-за нехватки информации, а это проявляется в неточности определения коэффициентов продуктивности добывающих скважин и неточности подбора глубинных насосов, снижается средний дебит нефти. Это снижение дебита, выраженное в долях единицы, равно половине среднего относительного отклонения коэффициента продуктивности.

Кроме неточности определения коэффициента продуктивности на неточность подбора глубинного насоса также влияет то, что его подача изменяется не плавно, а дискретно скачкообразно. В лучшем случае отношение прироста подачи к предыдущей подаче глубинного насоса равно ΔqН/qН=0,1, но на практике оно часто бывает гораздо выше, например, ΔqН/qН=0,5.

С учетом изложенного вводят новый понижающий коэффициент, учитывающий нехватку информации в процессе эксплуатации нефтяного месторождения,