Перераспределение - отбор
Cтраница 1
Перераспределение отборов между скважинами, как показывают опыт разработки нефтяных месторождений и теоретические исследования, также не может привести к большей эффективности многорядных блоковых систем, чем однорядных и площадных. [1]
Перераспределение отборов газа из эксплуатационных скважин с целью регулирования продвижения вод в большинстве случаев является запоздалым мероприятием. [2]
Перераспределение отборов газа из УКПГ в варианте V способствует уменьшению разности пластовых давлений в скважинах центрального и северного куполов с 1 5 до 0 5 МПа. Пластовые давления в районе скважин южного и центрального куполов практически выравниваются к концу периода постоянной добычи. [3]
На что влияет перераспределение отбора газа между скважинами при проявлении водонапорного режима. [4]
Таким образом, перераспределение отборов жидкости из объектов с помощью УГР чаще приводит к уменьшению суммарного отбора в сравнении с совместной эксплуатацией одним насосом. [5]
Дальнейшие расчеты по перераспределению отборов при ОРЭ производятся аналогично первому варианту. [6]
Это регулирование осуществляется перераспределением отбора нефти по участкам путем полного или частичного ограничения отбора нефти из скважин с возросшим газовым фактором. [7]
Проведенное в последующие годы перераспределение отборов газа между южной, центральной и ныдинской зонами способствовало постепенному выравниванию пластовых давлений по площади газоносности. Профиль распределения пластового давления сохранял свою конфигурацию до 1982 г. В феврале 1982 г. между зонами расположения эксплуатационных скважин УКПГ-8 и УКПГ-9 была пробурена скв. Замеры в феврале 1982 г. показали, что пластовое давление в этом районе составляло 10 6 МПа и было значительно выше, чем в районах эксплуатационных скважин на УКПГ-9 и УКПГ-8. [8]
Для снижения потерь конденсата необходимо предусмотреть перераспределение отборов пластового газа по зонам УКПГ-1В и УППГ-ЗВ. [9]
Учитывая темп и характер обводнения залежи, необходимо перераспределение отборов за счет изменения дебитов скважин, что и проводится в настоящее время. [10]
Для регулирования процесса разработки применялись следующие способы: перераспределение отборов и объемов нагнетания по скважинам и отдельным участкам залежей, остановка добывающих и нагнетательных скважин, ограничение отборов жидкости и форсированный отбор по обводняющимся скважинам, периодическая их эксплуатация, увеличение давления закачки по нагнетательным скважинам, перенос фронта нагнетания и интервалов закачки и замена одних скважин другими с целью предотвращения локальных опережающих перемещений водонефтяиых контактов. [11]
Причиной этого также является зональная неоднородность пласта и перераспределение отборов жидкости по эксплуатационным скважинам. По второму ряду скважин метод М. М. Саттарова дает лучшие результаты по сравнению с методом УНИ. Метод УНИ дает более завышенные результаты. Действительно, если по линии первого ряда скважин скорость фильтрации за годы разработки изменялась в пределах 8 - 4 - 13 м / год, по третьему ряду - в пределах 8 - 4 - 15 м / год, то по линии второго ряда скорость фильтрации за годы разработки изменялась в пределах 4 - т - 1 м / год. Таким образом, и в этом случае расчетный метод УНИ позволяет выявить некоторые недостатки в технологии разработки южной зоны Шкаповского месторождения. [13]
Из табл. 5 видно, что в результате перераспределения отборов газа по скважинам можно значительно улучшить показатели разработки. За счет оптимизации процесса потери давления в скважинах и в шлейфах удается снизить в среднем на 0 15 МПа. Кроме того, эксплуатация залежи при новых дебитах обеспечит равномерное снижение пластового давления в районе каждой скважины. [14]
Например, на всех месторождениях широко используется регулирование путем перераспределения отборов жидкости по скважинам. Делается это интуитивно и эффективность такого регулирования не подсчитывается. Однако оказывается, что эффект от такого перераспределения может быть очень высокий. [15]
Страницы: 1 2 3 4