Основные показатели разработки месторождений. оптимальные режимы разработки и эксплуатации скважин

В разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации , технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой , газом, нефтью, пластовые давления , температуры и др. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки, производят экономическую оценку вариантов и выбирают оптимальный.

Системы разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, методы воздействия на продуктивные пласты с целью максимального извлечения нефти; число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетательных, контрольных и резервных скважин; режим их работы; методы регулирования процессами разработки; мероприятия по охране окружающей среды . Принятая для конкретного месторождения система разработки предопределяет технико-экономические показатели — дебит , изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи , капитальные вложения , себестоимость 1 т нефти и др. Рациональная система разработки нефтяных месторождений обеспечивает заданный уровень нефти и попутного газа с оптимальными технико-экономическими показателями, эффективную охрану окружающей среды.

Основные параметры, характеризующие систему разработки: отношение площади нефтеносности месторождения к числу всех нагнетательных и добывающих скважин (плотность сетки скважин), отношение извлекаемых запасов нефти месторождения к числу скважин — извлекаемые запасы на одну скважину (эффективность системы разработки), отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин (интенсивность выработки запасов); отношение числа резервных скважин, пробуренных после ввода месторождения в разработку с целью более полного извлечения нефти (надёжность системы разработки). Система разработки характеризуется также геометрическими параметрами: расстоянием между скважинами и рядами скважин, шириной полосы между нагнетательными скважинами (при блоково-рядных системах разработки) и др. В системе разработки без воздействия на пласт при малоподвижном контуре нефтеносности используют равномерное четырёхугольное (четырёхточечное) или треугольное (трёхточечное) расположение добывающих скважин; при подвижных контурах нефтеносности расположение скважин учитывает форму этих контуров. Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт в применяют редко, большей частью месторождение разрабатывается с заводнением . Наиболее широко используется блоково-рядное внутриконтурное заводнение . Создают также площадные системы заводнения с расстоянием между скважинами 400-800 м.

Наряду с выбором системы разработки большое значение имеет выбор эффективной технологии разработки. Система и технология в принципе независимы; при одной и той же системе применяют различные технологии разработки. Основные технологические показатели процесса разработки: текущая и накопленная добыча нефти, воды, жидкости; темп разработки, обводнённость продукции скважин, пластовое давление и температура, а также эти параметры в характерных точках пласта и скважины (на забое и устье скважины, на границах элементов и т.д.); газовый фактор в отдельных скважинах и по месторождению в целом. Эти показатели изменяются во времени в зависимости от режимов пластов (характера появления внутрипластовых сил, движущих нефть к забоям скважин) и технологии разработки. Важным показателем разработки нефтяных месторождений и эффективности применяемой технологии является текущая и конечная величина нефтеотдачи. Длительная разработка нефтяных месторождений при упругом режиме возможна только в отдельных случаях, т.к. обычно пластовое давление в процессе разработки падает и в пласте возникает режим растворённого газа. Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке в этом режиме невелик, редко достигает (при хорошей проницаемости пласта и низкой вязкости нефти) величины 0,30-0,35. С применением технологии заводнения конечный коэффициент нефтеотдачи увеличивается до 0,55-0,6 (в среднем 0,45-0,5). При повышенной вязкости нефти (20-50.10 -3 Па.с) он не превышает 0,3-0,35, а при вязкости нефти свыше 100.10 -3 Па.с — 0,1. Заводнение в этих условиях становится малоэффективным. Для повышения конечной величины коэффициента нефтеотдачи применяют технологии, основанные на физико-химических и тепловых методах воздействия на пласт (см. Термические методы добычи). При физико-химических методах используют вытеснение нефти растворителями, газом высокого давления, поверхностно-активными веществами, полимерными и мицеллярно-полимерными растворами, растворами кислот и щелочей. Применение этих технологий позволяет снижать натяжение на контакте "нефть — вытесняющая жидкость", либо ликвидировать его (вытеснение нефти растворителями), улучшать смачиваемость горных пород вытесняющей жидкостью, загущать вытесняющую жидкость и тем самым уменьшать отношение вязкости нефти к вязкости жидкости, делая процесс вытеснения нефти из пластов более устойчивым и эффективным. Физико-химические методы воздействия на пласт увеличивают нефтеотдачу на 3-5% (поверхностно-активные вещества), на 10-15% (полимерное и мицеллярное заводнение), на 15-20% (углекислота). Применение методов вытеснения нефти растворителями теоретически позволяет достичь полной нефтеотдачи. Однако опытно-промышленные работы выявили ряд трудностей практического осуществления этих методов извлечения нефти: сорбция поверхностно-активных веществ средой коллекторов, изменение их концентрации, разделение композиций веществ (мицеллярно-полимерное заводнение), экстракция только лёгких углеводородов (углекислота), снижение коэффициента охвата (растворители и газ высокого давления) и др. Развиваются также исследования в области термохимических методов извлечения нефти при совместном воздействии на пласт теплом и химическими реагентами — термощелочное, термополимерное заводнение, использование катализаторов внутрипластовых реакций и др. Исследуются возможности повышения нефтеотдачи пластов путём воздействия на них биохимическими методами, основанными на вводе в нефтяной пласт бактерий, в результате жизнедеятельности которых образуются вещества, улучшающие текучесть и облегчающие извлечение нефти.

В разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).

На всех этапах разработки нефтяных месторождений осуществляют контроль, анализ и регулирование процесса разработки без изменения системы разработки или с частичным её изменением. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений позволяет повысить эффективность вытеснения нефти. Воздействуя на залежь, усиливают или ослабляют фильтрационные потоки, изменяют их направление, вследствие чего вовлекаются в разработку ранее не дренируемые участки месторождения и происходит увеличение темпов отбора нефти, уменьшение добычи попутной воды и увеличение коэффициента конечной нефтеотдачи. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений: увеличение производительности скважин за счёт снижения забойного давления (перевод на механизированный способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин); отключение высокообводнённых скважин; повышение давления нагнетания; дополнительных добывающих скважин (резервных) или возврат скважин с других горизонтов; перенос фронта нагнетания; использование очагового и избирательного заводнения; проведение изоляционных работ; выравнивание профиля притока или приёмистости скважины; воздействие на призабойную зону для интенсификации притока (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация , кислотная обработка); применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка в пласт серной кислоты, поверхностно-активных веществ и др.). Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, в некоторых случаях осуществляют шахтным способом (см. ).

Расчет основных показателей разработки в периоды постоянной и падающей добычи при газовом режиме и равномерном размещении скважин.

Исходные данные:

Qзап = 2000 мрлд.м3; - начальные запасы газа

rот = 0,56; - относительная плотность газа

Pнач = 12 Мпа; - начальное пластовое давление

Tпл = 308 К; - пластовая температура

DP = 0,3 Мпа; - максимально допустимая пластовая депрессия

Qгод = 33 мрлд.м3; - темп разработки в период постоянной добычи

А = 0,0012 Мпа2*сут./тыс.м3

В = 0,00001 (Мпа*сут./тыс.м3)2 - коэффициенты фильтрационных сопротивлений притока газа к забою скважин

tпост = 8 лет; - период постоянной добычи

tпад = 12 лет; - период падающей добычи

Kр = 1,15; - коэффициент резерва скважин

Kэ = 0,9; - коэффициент эксплуатации

Алгоритм расчета:

Для периода постоянной добычи:

1) Так как в период постоянной добычи годовой отбор газа известен, определяем накопленную добычу по годам по формуле:

где Qt – добыча газа в текущем году разработки, мрлд.м3;

2) Определяем пластовое давление в текущем году разработки по формуле:

,

где Pнач – начальное пластовое давление, МПа;

Zнач – начальный коэффициент сверхсжимаемости;

Qзап - начальные запасы газа, мрлд.м3;

Qдобt - накопленная добыча к году t;

Zt – коэффициент сверхсжимаемости в году t, определяемый по формуле:

,

где Tпл - пластовая температура К;

Pt – пластовое давление в году t;

– соответственно критические давление и температура определяемые по формулам:

где rот – относительная плотность газа;

3) Определяем забойное давление в каждый год разработки по формуле:

4) Определяем дебит одной скважины в текущий год разработки по уравнению притока:

5) Определим число скважин необходимых для разработки залежи в период постоянной добычи по формуле:

;

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений (РГУНГ)

Расчет показателей разработки по методике текущего планирования добычи нефти и жидкости. Эта методика известна как "Методика госплана СССР". Она применяется до настоящего времени во всех НГДУ, в нефтедобывающих компаниях, в организациях топливно-энергетического комплекса и планирующих организациях.

Исходные данные для расчета:

1. Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ), т;

2. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т;

3. На начало планируемого года:

Накопленная добыча нефти (?Q н), т;

Накопленная добыча жидкости (?Q ж), т;

Накопленная закачка воды (?Q зак), м 3 ;

Действующий фонд добывающих скважин (N д дей);

Действующий фонд нагнетательных скважин (N н дей);

4. Динамика бурения скважин по годам на планируемый период (Nб):

Добывающих (N д б);

Нагнетательных (N н б).

Таблица 5.1 Исходные данные по Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

	НБЗ, тыс.т.	НИЗ, тыс.т.	Q н, тыс.т.	Q ж, тыс.т	Q зак, тыс. м 3

Расчет показателей разработки

1. Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с перыдущего года:

Дпер=365К (5.1)

Д пер = 3650,9 = 328,5

2. Количество дней работы новых добывающих скважин:

3. Средний дебит нефти новых добывающих скважин:

q н нов =8 т/сут

4. Коэффициент падения добычи нефти добывающих скважин:

5. Годовая добыча нефти из новых скважин:

6. Годовая добыча нефти из перешедших скважин:

7. Годовая добыча нефти всего

8. Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения:

9. Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года, (если бы они работали без падения):

10. Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения):

11. Планируемая добыча нефти из скважин предыдущего года:

12. Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года:

13. Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года:

14. Средний дебит одной скважины по нефти:

15. Средний дебит скважин по нефти перешедших с предыдущего года:

16. Накопленная добыча нефти:

17. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) обратно пропорционален начальным балансовым запасам (НБЗ):

18. Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов НИЗ, %:

19. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %:

20. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %:

21. Средняя обводненность добываемой продукции:

22. Годовая добыча жидкости:

23. Добыча жидкости с начала разработки:

24. Годовая закачка воды:

25. Годовая компенсация отбора жидкости закачкой:

26. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой:

27. Водо-нефтяной фактор:

Динамика основных показателей разработки показана в табл. 5.2

Таблица 5.2 Динамика основных показателей разработки

	Добыча, млн. т	Накопленная добыча, млн. т		Закачка воды, млн. м3	Средний дебит по нефти, т/сут		Темп отбора от НИЗ	Темп отбора от ТИЗ
		жидкости		жидкости

Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 5.1.

Рис. 5.1.

Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 5.2.

Рис. 5.2.

Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 5.3.

Рис. 5.3.Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовые и накопленные добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный); дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; динамика пластового давление, объёмы бурения, ввод скважин добывающих и нагнетательных, вывод скважин из эксплуатации и др.

Эффективность процесса разработки оценивается также по соотношению доли извлеченной нефти от начальных извлекаемых ее запасов и текущей обводненности, по текущему и накопленному балансу закачки воды и отбора жидкости из залежи, по снижению пластового давления (по отношению к начальному значению) и др.

Приведем методику расчета основных технологических показателей процесса разработки нефтяного месторождения (залежи).

1. Годовая добыча нефти (q t , т/год) - добыча нефти из всех добывающих скважин за один год. Добыча нефти на перспективный период определяется с использованием различных методик и компьютерных программ. При разработке залежей на завершающих стадиях (при снижающейся добыче нефти) годовую добычу нефти (q t ,) , количество добывающих 2 - (n tд ) и нагнетательных скважин 3 - (n tн ) можно определить по формулам [ 9 ]:

2. (3.11)

2. (3.12)

Где t – порядковый номер расчётного года (t =1, 2, 3, 4, 5); q 0 – амплитудная добыча нефти за 10 год; e =2,718 – основание натуральных логарифмов; Q ост – остаточные извлекаемые запасы нефти; n 0д и n 0н - количество скважин на начало расчётного года, соответственно добывающих и нагнетательных; T - средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет).

4. Годовой темп отбора нефти t низ – отношение годовой добычи (q t ) к начальным извлекаемым запасам (Q низ ), %:

t низ = q t / Q низ (3.13)

5. Годовой темп отбора нефти t оиз , % - от остаточных (текущих) извлекаемых запасов - отношение годовой добычи (q t ) к остаточным извлекаемым запасам (Q оиз ) - остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года:

t оиз = q t / Q оиз (3.14)

6. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти) Q нак - сумма годовых отборов нефти на конец года, тыс.т:

Q нак = q t1 + q t2 + q t3 + …… + q tn-1 + q tn , (3.15)

7. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов С Q – отношение накопленного отбора нефти к начальным извлекаемым запасам), %:

С Q = Q нак / Q низ (3.16)

8. Коэффициент извлечения нефти (КИН ) или коэффициент нефтиеотдачи - отношение накопленного отбора нефти к начальным геологическим или балансовым запасам нефти, доли ед.:

КИН = Q нак / Q бал (3.17)

9. Добыча жидкости с начала разработки Q ж – сумма годовых отборов жидкости (q ж ) на текущий год, тыс т:

Q ж = q ж1 + q ж2 + q ж3 +……..+q жn-1 +q жn (3.18)

10. Среднегодовая обводнённость – доля воды в продукции скважин W , – отношение годовой добычи воды (q в ) к годовой добыче жидкости (q ж ), %:

W = q в / q ж (3.19)

11. Закачка воды с начала разработки - сумма годовых значений закачки воды (q зак ) на конец отчетного года,тыс.м 3:

Q зак = q зак1 + q зак2 + q зак3 +……….+ q зак n-1 + q зак n (3.20)

12. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) – отношение годовой закачки воды к годовой добыче жидкости, %:

К г = q зак / q ж (3.21)

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости, %:

К нак = Q зак / Q ж (3.22)

14. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти на газовый фактор (Г ф ), млн.м 3:

q газ = q t . Г ф (3.23)

15. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа, млн.м 3:

Q газа = q газ1 + q газ2 + q газ3 +……….+ q газ n-1 + q газ n (3.24)

16. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти к среднегодовому количеству добывающих скважин (n доб ) и количеству дней в году (Т г ), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин, (К э.д ), т/сут:

q скв.д. = q t / n доб Т г К э.д , (3.25)

где К э.д равен отношению суммы отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году, и который принят равным 0,98.

17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкисти к среднегодовому количеству добывающих скважин и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин,т/сут:

q скв.ж. = q ж / n доб Т г К э.д, (3.26)

18. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины - отношение годовой закачки воды к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (n наг ) и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (К э.н ), м 3 /сут:

q скв.н. = q зак / n наг Т г К э.н, (3.27)

где К э.н равен отношению суммы отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

19.Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация К нак менее 120%, т.е Р пл t ≤ Р пл н ≥; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному Р пл t = Р пл н ; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального Р пл t ≥ Р пл н .

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными технологическими показателями:

Добыча нефти и жидкости. Характерный вид динамики добычи. Процесс разработки нефтяных месторождений можно условно разделить на 4 стадии:

1-я стадия - это период нарастания добычи нефти в процессе разбуривания залежи, обустройства месторождения, ввода скважин и промысловых сооружений в эксплуатацию.

2-я стадия - характеризуется устойчивой максимальной добычей нефти. Именно в этот период уровень добычи нефти и темп отбора от НИЗ характеризует разработку месторождения.

3-я стадия - характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин. Эта стадия часто называется поздней стадией разработки.

4-я стадия - называется также конечной стадией разработки нефтяного месторождения. Для нее характерно сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин.

При разработке нефтяного месторождения вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. Добыча жидкости - это суммарная добыча нефти и воды.

Добыча жидкости всегда больше добычи нефти. На 3-й и 4-й стадии разработки добыча жидкости в несколько раз превышает добычу нефти.

В нашей стране добыча нефти и жидкости измеряется в весовых единицах - тоннах. За рубежом - в объемных - м 3 . В США, Великобритании и в Канаде и ряде других стран - в баррелях. 1 баррель = 159 литрам.

qн в 1 м 3 = 6,29 баррель

Обводненность добываемой продукции измеряется в %.

Водонефтяной фактор ВНФ = qв

накопленный ВНФ = S qв

Фонд скважин. Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.

Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы - оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие. Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: на I,--II стадиях - растет, на III,--IU - уменьшается.

Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

• 3. Темп разработки нефтяных месторождений. Темп разработки Z (t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Qн (t) к извлекаемым запасам месторождения.
• Z(t) = Qн Q извл.

Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти.

Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Zmах

Zmах = Qн mах. 100%

Qн mах - обычно добыча нефти во II период разработки.

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к начальным ее запасам в пласте.

Qбал - геологические или балансовые запасы нефти. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки к начальным запасам.

Нефтеотдача = коэффициент нефтеизвлечения, коэффициент нефтеотдачи.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже по нефтедобывающему региону и по стране.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

Добыча газа. Она зависит от содержания газа в пластовой нефти, характеризуется газовым фактором.

Газовый фактор - отношение объема добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче дегазированной нефти в единицу времени. Он измеряется в м 3 /т и в м 3 /м 3 . При водонапорном режиме величина газового фактора является постоянной

ГФ = Qг м 3 /т

Расход нагнетательных в пласт агентов и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачивается вода, вода с добавками хим. реагентов, газ и другие вещества. Расход этих веществ может применяться в процессе разработки месторождения.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет повышенное давление, в районе добывающих - пониженное. Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. В качестве показателей разработки используют давления в характерных точках пласта - на забоях нагнетательных скважин - Рн, на забоях добывающих скважин - Рс.

Важно определять также перепады давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин, как разность Рн-Рс.

Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.

Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.

Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.