Разрaботка нефтяного месторождения направляется и регулируется рядом проектных документов, что является oтражением сложившегося в отечественной практике принципа многостадийного прoектирования: сначала прoект опытной эксплуатации, затем технолoгичеcкая cхема, прoект разработки и прoект доразработки. Периодичeское внесение в запроектированную систему разрaботки более или менее существенных изменений, ее совершенствование путем проведения различных мероприятий, уточнение уровней добычи нефти и других технoлoгических пoказателей разработки по мере детализации геологического строения эксплуатационного объекта и получения дополнительной промысловой информации - процесс естественный и неизбежный.

Совершенствование подходов и методов проектирования изменяет содержание и глубину проектных документов.

Проектный документ на процесс разработки можно рассматривать как некоторую модель, лишь приближенно отражающую действительные условия и процессы, происходящие в недрах. Поэтому фактические и проектные показатели разработки не всегда совпадают. Задача проектировщиков заключается в том, чтобы эти расхождения были минимальными, а точность прогноза соответственно более высокой. К сожалению, до настоящего времени не нашел обоснованного решения вопрос о допустимых погрешностях в прогнозировании технологических показателей на разных стадиях проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

Проектные и фактические показатели сравниваются между собой при анализе состояния разработки месторождений, в исследованиях по авторскому надзору за внедрением технологических схем и проектов разработки и в работах оперативного порядка. При этом должны быть установлены причины несоответствия фактических данных проектам. На основании анализа делаются необходимые выводы, вносятся коррективы в добывные возможности объекта, намечаются мероприятия по обеспечению запроектированных или поддержанию (увеличению) достигнутых уровней добычи нефти. [1] На основании анализа и обобщения опыта длительно разрабатываемых месторождений выделены три основные группы причин, вызывающих расхождения проектных и фактических показателей.

1. Ошибки в исходных данных при проектировании, обусловленные ограниченным количеством фактического материала, невысокой достоверностью принятых значений параметров пластов, насыщающих их флюидов и т.д.

Относительное влияние ошибок этого ряда уменьшается по мере накопления дополнительной информации и учета изменения представлений о пласте (объекте разработки) в последующих проектных документах. Практически избежать этих ошибок нельзя. Их можно уменьшить путем совершенствования методов изучения пластов, увеличения количества и качества исходной геолoго-промысловой информации.

2. Несовершенство применяемых моделей и расчетов. Избежать полностью этих ошибок даже теоретически нельзя. Никакая математическая, физическая, геологическая или гидродинамическая модель не может полностью отразить и учесть реальные природные условия подземного резервуара и тем более сложные условия фильтрации жидкости в неоднородных средах. Точность моделей повышают:

- путем унификации существующих методов расчетов и выбора наиболее приемлемых из них для конкретных условий эксплуатационного объекта;

- развитием существующих и созданием новых расчетных методов и методик, наиболее полно учитывающих реальные особенности пластов и условия фильтрации в них жидкостей при различных системах воздействия;

- путем создания и внедрения более гибких систем разработки, обеспечивающих как возможность полного использования естественной энергии пластов, так и позволяющих без значительных затрат средств и времени осуществлять дополнительные мероприятия по совершенствованию разработки и увеличению коэффициентов извлечения нефти.

Большое значение в решении этого вопроса имеет максимальный учет геологической неоднородности продуктивных пластов. Однако, несмотря на определенные успехи, эта проблема далека от окончательного решения.

3. Организационно-технические причины: невыполнение или несвоевременное выполнение нефтедобывающими предприятиями рекомендаций проекта, запаздывание сроков (против проектных) разбуривания месторождения, ввода скважин в эксплуатацию, организации системы ППД, отставание с объемами закачки воды при заводнении и др. Эти недостатки в свою очередь объясняются отставанием в обустройстве промыслов, нехваткой буровых станков, отсутствием необходимых мощностей обессоливающих и деэмульсионных установок, некомплектностью насосного оборудования, трудностями транспорта нефти и т.д.

Перечисленные причины субъективного порядка (зависящие от эффективности хозяйственной деятельности) могут играть доминирующую роль, особенно на ранних стадиях разработки месторождений, вызывая существенные отклонения фактических показателей разработки от проектных, а иногда и дискредитируя сам проект.

Таким образом, оставление тeхнoлогической схeмы разработки - сложный и ответственный этап проектирования. Именно в этом проектном документе обосновывается вид воздействия, система заводнения, схема размещения и плотность сетки скважин, оцениваются добывные возможности пластов (эксплуатационного объекта), решаются многие другие важные задачи, связанные с проектированием внешних коммуникаций, мощностей первичной обработки нефти, обустройства промыслов и др. От правильного решения этих задач на ранней стадии проектирования, т.е. от правильного выбора стратегии разработки, зависит в конечном счете эффективность процесса и возможность достижения высоких коэффициентов извлечения нефти. [3]

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что достижение максимальной эффективности разработки нефтяного месторождения возможно лишь в тесной увязке основных слагаемых системы разработки нефтяного пласта - системы заводнения нефтяного пласта и оптимальной плотности сетки скважин, причем установить принципы размещения и оптимальную плотность сетки скважин невозможно без учета влияния системы заводнения пласта. Поэтому при проектировании разработки нефтяного месторождения необходимо, сначала определить для пласта систему заводнения, а уже затем решать задачу определения оптимального размещения и плотности сетки скважин. Как показали теоретические исследования, для каждого нефтяного пласта может быть установлена своя оптимальная система заводнения, обеспечивающая наилучшие технико-экономические показатели. Однако для этого требуется детальное знание особенностей геологического строения, знание адресной информации о всех геолого-физических параметрах пласта для создания адекватной ему математической модели. На стадии составления технологической схемы разработки, к сожалению, объем имеющейся информации об эксплуатационном объекте обычно недостаточен, не всегда полны и достоверны сведения о геологическом строении пласта, физико-гидродинамических особенностях, свойствах нефти и т.д. Отсутствие необходимых данных может привести (и нередко приводит) к просчетам в оценке добывных возможностей месторождения, к ошибкам в прогнозе технологических показателей разработки [2].

В связи с изложенным при составлении технологических схем разработки нефтяных пластов приходится прибегать к аналогии, использованию осредненных показателей и зависимостей, полученных в результате анализа и обобщения опыта длительно разрабатываемых месторождений. Использование аналогии на ранних стадиях проектирования является вполне логичным и оправданным. Однако следует вначале показать, что такая аналогия правомочна. Бездоказательная аналогия не гарантирует от ошибок, более того может привести (и приводит на практике) к серьезным просчетам в оценке добывных возможностей продуктивных пластов, в прогнозировании технологических показателей разработки.

В технологической схеме (проекте) обосновывается:

адресная геолого-промысловая модель (статическая);

комплекс технологических мероприятий по воздействию на пласт;

необходимость бурения оценочных, добывающих, нагнетательных и специальных скважин, местоположение, порядок и время их бурения;

потребность в специальном оборудовании, агентов воздействия на пласт;

уровни добычи нефти и закачки агента воздействия на период проведения опытно-промышленной разработки;

комплекс исследований по контролю за процессом разработки с целью получения информации о ходе и эффективности проводимого процесса, дополнительные данные о строении и геолого-физических свойствах эксплуатационного объекта;

основные требования к схеме промыслового обустройства;

мероприятия по охране недр и окружающей среды;

предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ.

Технико-экономические расчеты проводятся за период не менее 20 лет.

На основании пробной и опытно-промышленной эксплуатации составляется технико-экономическое обоснование разработки месторождения, с последующим проектом промышленной разработки. [4]

нефтегазовое месторождение проектный документ модель

Список использованной литературы