Cтраница 2
Одним из возможных критериев целесообразности бурения резервных скважин может служить себестоимость дополнительной добычи нефти. Эта себестоимость не должна превышать определенного предела - предела рентабельности, зависящего от качества добываемой нефти, местоположения данной залежи, складывающейся ситуации и ряда других обстоятельств. Этот предел может быть установлен на основании экономического анализа. В непрерывном пласте, как отмечалось выше, может оказаться целесообразным бурить резервные скважины вдоль линии стягивания контуров нефтеносности. [16]
Начиная с 1960 г. на Ромашкинском месторождении систематически ведется бурение дополнительных и резервных скважин сверх первоначально принятой сетки его разбуривания. Наиболее интенсивное бурение скважин происходило в 1967 - 1972 гг. Начиная с 1971 г. большая часть из ежегодно пробуренного фонда приходится на дополнительные скважины. Данные рисунка убеждают в значительном положительном эффекте за счет бурения дополнительных скважин. [17]
Однако во всех случаях возникает вопрос об оптимальном моменте бурения резервных скважин второй категории. С одной стороны, их бурение выгодно отложить на более позднее время, так как техника бурения совершенствуется и стоимость скважин снижается. [18]
Практика-разработки месторождения показала, что полное внедрение Генсхемы с частичным бурением резервных скважин составляет лишь минимальный вариант к возможному проектному уровню. [19]
Практика разработки месторождения показала, что полное внедрение Генсхемы с частичным бурением резервных скважин составляет лишь минимальный вариант возможного проектного уровня. За верхний предел рациональной принята плотность 12 га / скв. [20]
При этом, как видно из графика на рис. 46, бурение резервной скважины рационально, если при дебите 3 т / сутки ею будут извлечены не менее 20 тыс. т нефти. Из этого графика также видно, что величина начального дебита скважины при решении вопроса о целесообразности бурения резервной скважины должна обязательно учитываться, поскольку она в значительной мере определяет это решение. [21]
Как известно, в технологических схемах и проектах разработки месторождений предусматривается бурение резервных скважин с целью дальнейшего уплотнения сетки эксплуатационных скважин. Местоположение и время их бурения устанавливаются в процессе эксплуатации на участках залежи, где пласты по тем или иным причинам вырабатываются недостаточно эффективно. На разрабатываемых участках бурятся также специальные оценочные скважины. [22]
По формуле (III.53) с учетом (III.47) и (III.51) дается условна экономической целесообразности бурения резервной скважины. Это условие связывается с запасом нефти Qlt дебитом скважины q0, обводненностью добываемой продукции, которая определяется неравномерностью вытеснения нефти водой ( последнюю характеризуют величины а и 6), связывается с предельно допустимой себестоимостью нефти Ск и стоимостью строительства и оборудования одной скважины Сскв. [23]
В прерывистом пласте с целью повышения конечной нефтеотдачи, как уже говорилось выше, целесообразно бурение резервных скважин второй и третьей категорий. Что касается определения необходимого числа скважин третьей категории, то пока еще не найдены пути решения этого вопроса на стадии проектирования - до того как разбурены и исследованы скважины основного фонда. Число же резервных скважин второй категории очень ориентировочно, на основании изучения прерывистости пласта, хотя бы по аналогии с подобными разбуренными месторождениями, определить все же можно. [24]
На II стадии стабильный высокий уровень добычи нефти обеспечивается применением методов интенсификации, а также размещением и бурением резервных скважин, широко используются методы и средства регулирования, направленные на увеличение притока и приемистости в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. [25]
Стабилизация, или снижение темпов падения добычи нефти, обеспечивается интенсификацией отборов жидкости и увеличением объемов закачки воды, бурением резервных скважин и осуществлением других технологических мероприятий. [26]
Из сказанного следует, что бурение большинства скважин второй очереди по пласту Б2 было бы более целесообразным на поздней стадии разработки месторождения при использовании тех же принципов определения числа и места размещения скважин, которые применяют в настоящее время при бурении резервных скважин. [27]
Следует иметь в виду, что для более эффективной разработки, особенно неоднородных пластов, и достижения высокой нефтеотдачи целесообразно проектировать двухстадийное раз-буривание залежи, а именно: на первой стадии - бурение по равномерной редкой сетке эксплуатационных и нагнетательных скважин, на второй - бурение резервных скважин. [28]
С ( / ССкЛ уд Зек) / ( VnpK) - себестоимость дополнительной добычи нефти; Кск - среднее значение капитальных вложений на бурение, оснащение оборудованием и обустройство одной дополнительной скважины; Зск - средние текущие затраты на обслуживание одной дополнительной скважины за весь срок ее эксплуатации; ауд - коэффициент удачи при бурении резервных скважин, представляет собой отношение числа скважин, вскрывших искомую линзу, к общему числу пробуренных скважин; 1 / пр - промышленные запасы нефти в линзе при условии полного охвата ее процессом разработки; К - коэффициент охвата линзы процессом разработки. [29]
С ( АГск / ауд Зск) / ( Vnp) - себестоимость дополнительной добычи нефти; Кск - среднее значение капитальных вложений на бурение, оснащение оборудованием и обустройство одной дополнительной скважины; Зек - средние текущие затраты на обслуживание одной дополнительной скважины за весь срок ее эксплуатации; ауд - коэффициент удачи при бурении резервных скважин, представляет собой отношение числа скважин, вскрывших искомую линзу, к общему числу пробуренных скважин; УПр - промышленные запасы нефти в линзе при условии полного охвата ее процессом разработки; К - коэффициент охвата линзы процессом разработки. [30]