В статье автором приводятся обоснования принятия методологии прогнозирования технологических показателей разработки, нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, принятых для расчета газоконденсатного месторождения при разработке методом двойного закачивания. После трех слоев они изолируются друг от друга, и соответствующее количество колонн насосно-компрессорных труб опускается в скважину. В результате обеспечивается раздельная разработка слоев. Таким образом, работа каждого резервуара не влияет на характер работы других. И в каждом пласте можно провести необходимые исследования и поддерживать заданный режим работы. Автор акцентирует внимание на том факте, что положительный эффект от использования технологии постоянного тока выражается в снижении в капитальных вложениях на строительство скважин для каждого из эксплуатационных объектов, эксплуатационных расходах и сроке разработки многопластового месторождения, а также в увеличении добычи углеводородов и срока окончательного извлечения конденсата при экономически эффективной эксплуатации скважины. Использование этой технологии способствует повышению коэффициента использования внутрискважинного оборудования и надежности внутрискважинной установки.
Ключевые слова: правовая зона месторождения, газоконденсатные горизонты, коэффициент извлечения конденсата, плотность газа, расход жидкости.
Определение параметров эксплуатации скважины и прогноз показателей разработки осуществлялись на основе запасов газоконденсатных горизонтов и участков, для которых не было обнаружено нефтяных оторочек. Следует отметить, что существует ряд неопределенностей в оценке отдельных параметров для месторождения, которые могут повлиять на точность окончательных результатов расчетов.
Основными из них являются: степень активности правового участка месторождения и прогноз его влияния на динамику режимов дренажа в будущем; недостаточное количество измерений пластового давления, невозможность установить закономерность его изменения во времени для большинства горизонтов; недостаточное количество определений параметров фильтрации «a» и «b» для усреднения их по отдельным объектам застройки; небольшое количество экспериментальных определений коэффициента извлечения конденсата.
Разработка нефтегазового месторождения — капиталоемкий технологический процесс, требующий масштабной строительной программы. Капитальные вложения в разработку нефтегазового месторождения определяются основными направлениями работы: бурение добывающих скважин, обустройство нефтяных и газовых месторождений, закупка оборудования, не включенного в смету строительства, другие направления.
Капитальные вложения в бурение эксплуатационных скважин определяются для каждого варианта, предусматривающего различное количество скважин, исходя из объема эксплуатационного бурения и расчетной стоимости одного метра проходки, принятой по фактическим данным отдела разведочного бурения за один год для месторождения [1, 2].
Капитальные вложения в строительство газового месторождения на месторождении (сбор, транспортировка, подготовка газа, перевод скважин в режим постоянного тока) определяются для каждого варианта, исходя из фактического объема капитальных вложений, основных средств и удельных капитальных вложений на одну действующую скважину.
Капитальные вложения в строительство нефтепромысла на месторождении (сбор, транспортировка, подготовка нефти; сбор, транспортировка газа, перекачка; скважины для газлифта) определяются для каждого варианта, который предусматривает количество скважин, основанное на фактическом объеме капитальных вложений, основных средств и удельных капитальных вложений для эксплуатируемой скважины.
Порядок расчета капитальных вложений в бурение и обустройство месторождений определяется в соответствии с положением о разработке проектов и технологических схем разработки нефтегазовых и газоконденсатных месторождений. Расчет эксплуатационных затрат на добычу нефти, газа и конденсата осуществляется в соответствии с действующей методологией расчета, нормами амортизации, утвержденными ставками отчислений на геологоразведку. Нормы амортизации основных средств (за исключением скважин) принимаются в соответствии с их средним значением, сложившимся при управлении газовыми месторождениями и нефтегазовыми в течение одного года.
Положительный эффект от использования технологии двойного закачивания выражается в сокращении капитальных вложений на строительство скважин для каждого из эксплуатационных объектов, в сокращении эксплуатационных расходов и срока разработки многопластового месторождения, в увеличении добычи углеводородов и срока окончательного извлечения конденсата при экономически эффективных эксплуатация скважин. Кроме того, использование данной технологии способствует повышению коэффициента использования внутрискважинного оборудования и надежности внутрискважинной установки.
Таким образом, система двойного закачивания с нескольких продуктивных горизонтов позволяет: использование одной скважины для двойного освоения нескольких продуктивных горизонтов в многослойной залежи углеводородов; сокращение количества эксплуатационных скважин при обеспечении плановых показателей добычи нефти и газа; снижение удельных затрат при эксплуатации скважины; сокращение количества бурящихся скважин при обеспечении запланированных объемов добычи нефти и газа.
Литература:
- Коротаев Ю. П., Закиров С. Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1981.
- Орлов B. C. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. — М.: Недра, 1973.
