Cтраница 1
Средняя плотность сетки ( всех) скважин. [1]
Средняя плотность сетки разведочных скважин составляет 400 га / скв. [2]
Среднюю плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора 83.0. д определяют лишь для систем разработки с линейным размещением скважин. [3]
Таким образом, основная добыча нефти получена в течение первых пяти-семи лет при средней плотности сетки - 10 га / скв. Важно отметить, что, за исключением ПК-1в, по всем остальным горизонтам получена практически безводная нефть. По данным анализа и обобщения результатов эксплуатации и динамики отборов воды по всем скважинам, выбывшим из эксплуатации из-за обводнения, основная добыча нефти также получена за безводный период. С появлением воды ее содержание за короткое время сильно растет и в результате прогрессивного обводнения скважины выбывают из эксплуатации. По данным расчетов скорость перемещения ВНК составляет 5 - 8 м / мес при достаточной равномерности ее, чему способствуют большие углы падения пластов и высокая проводимость пластовой системы. [4]
Примем, что по варианту разработки 4 ряда - 700 м в первом этапе эксплоатации будут работать 24 скважины ( см. табл. 11) при средней плотности сетки по поверхности 18 75 га на скважину. [5]
Средняя плотность сетки, образованной общим числом скважин, эксплуатировавшихся за весь период разработки, составляет 1 5 - 6 1 га / скв. Наибольшее число одновременно действовавших скважин достигло по различным залежам 25 - 60 % к общему числу скважин эксплуатировавшихся с начала разработки. По большинству залежей наибольший действующий фонд соответствует периоду максимального отбора нефти, по некоторым из них он достигался лишь через несколько лет после выхода на максимальный уровень добычи нефти. В последующем число действующих скважин, как правило, постепенно снижалось - выходящие из эксплуатации скважины лишь частично возмещались вновь пробуренными или возвращенными. [6]
Средние плотности сеток, образованных эксплуатировавшимися за весь период разработки скважинами, составляют 1 6 - 2 9 га / скв. Однако, как и в Азербайджане, в процессе разработки действующий фонд скважин непрерывно изменялся. [7]
Как видно на фиг. Средняя плотность сетки при этом получается равной 18 га на скважину. [8]
Из 50 исследованных объектов 18 разрабатываются при вну-триконтурном заводнении, 15 - при законтурном заводнении и 17 - в условиях естественного водонапорного режима. Средняя плотность сетки добывающих скважин в пределах начального контура нефтеносности по разным объектам составляет от 10 до 70 га / скв. [9]
Затем по огибающей подбираем рациональное число рядов и расстояние между скважинами в рядах. Средняя плотность сетки находится простым делением площади месторождения на число скважин. Себестоимость тонны нефти по каждому месторождению определяется затем либо по кривым зависимости себестоимости от числа скважин ( по данным кривых типа фиг, 106), либо по кривым зависимости себестоимости от годовой добычи нефти ( фиг. [10]
Здесь надо иметь в виду, что уплотнение сетки скважин на пласте не всегда соответствует размещению скважин на поверхности относительно друг друга. Чем реже расположены скважины на пласте, тем эта разница выступает резче. Таким образом, средняя плотность сетки, считая по поверхности земли, при малом числе скважин вообще бывает выше, чем если ее считать по пласту. [11]
В настоящее время разработка старых частей залежи находится в стадии завершения, в действующем фонде на отдельных участках находятся единичные скважины, воздействие по ним из-за бессистемности их расположения, высокой обводненности продукции прекращено. Анализ работы скважин, выбывших из-за обводнения, свидетельствует о достаточно равномерном перемещении ВНК. По всем скважинам максимальная добыча нефти отбирается за безводный период. На каждом поле в работе находятся одна-две скважины с максимальной обводненностью 10 %, что затрудняет заводнение. Наиболее высокими показателями характеризуется свита НКП, запасы по которой реализованы на 67 6 % при ВНФ, равном 0 21 и средней плотности сетки 7 9 га / скв. [12]