Бурение - новая скважина
Cтраница 2
Задача определения предельно-рентабельной толщины бурения новых скважин является чрезвычайно важной в процессе разработки нефтяных месторождений, поскольку ее значение входит во многие важнейшие показатели, на основе которых делаются заключения об эффективности эксплуатации месторождений. С экономической точки зрения невыгодна разработка тех участков пласта, толщина которых меньшей предельной, поэтому, зная значение последней, по карте толщин месторождения можно определить область будущего бурения. Следовательно, величина предельно-рентабельной толщины может быть использована для нахождения коэффициента охвата Кохв площади месторождения, а через него и коэффициента извлечения нефти Кии, который является важным показателем при оценке эффективности разработки. Таким образом, предельная толщина является одной из основных характеристик, определяющих экономическую рентабельность при эксплуатации нефтяных месторождений. [16]
Колтюбинг может быть использован для бурения новых скважин, для повторного вскрытия пласта, но наибольшую техническую и экономическую эффективность он имеет при бурении вторых наклонных или горизонтальных стволов из существующих скважин. Гибкие трубы позволяют проводить бурение на депрессии и увеличивать дебит скважины в три - восемь раз. Популярность применения колтюбинга объясняется высокой эффективностью и безопасностью проведения операций. [17]
Последний вид управляющего воздействия ( бурение новых скважин), с которого начинается сама организация управляемого объекта, является самым действенным, но и самым дорогостоящим. Поэтому его применение должно обязательно обосновываться технологическими и экономическими расчетами. [18]
Даны рекомендации по проектированию режимов бурения новых скважин. [19]
Западной Сибири и даже при бурении новых скважин на старых месторождениях, необходимо в процессе бурения ( при заканчивании) оборудовать скважийы: фильтрами с гравийной набивкой, поскольку мершрйятйя по; предотврашенйкэ пескопроявлений из сеноманских отлоЖений, предпринятые с самого; начала эксплуатации, оказываются более эффективными, чем последующие ремонтно-зоестановктелъные работы. [20]
При наклоне и перетаскивании вышки для бурения новых скважин положение насосного сарая, запасных емкостей для промывочной жидкости и топлива, глиномешалки и других элементов буровой установки остается без изменения. [21]
Созданный метод позволяет быстро определить целесообразность бурения новой скважины по экономическим критериям без определения динамики добычи нефти и расчета потоков наличности. В разработанном экспресс - методе учитывается, на какой стадии находится месторождение ( новое или разрабатываемое) для определения затрат на нефтепромысловое обустройство скважины, глубина залегаемого продуктивного горизонта, степень обводненности продукции ( от 10 % до 90 / о), ожидаемая рентабельность ( до IS X)), коэффициент изменения дебита, направления реализации нефти ( внутренний и внешний рынки, в том числе Ближнее зарубежье), фактические или ожидаемые затраты НГДУ на добычу и подготовку нефти, сложившаяся налоговая ситуация и возможность применения налогового стимулирования в соответствии с законами Российской Федерации и Республики Татарстан. [22]
Построение геологических моделей месторождений одновременно с бурением новых скважин, проведением геолого-технологических мероприятий в существующем эксплуатационном фонде показывает, что процесс построения и сопровождения геологической модели должен проводиться на всех этапах эксплуатации месторождения. [23]
На месторождениях часто при подключении вышедших из бурения новых скважин или повышении дебитов действующих скважин возникает необходимость в увеличении пропускной способности уже существующих нефтепроводов. [24]
 |
Зависимость коэффициентов вытеснения от проницаемости. [25] |
В работе [24] отмечается, что и позднее бурение новых скважин продолжалось с целью интенсификации выработки запасов. По подсчетам авторов, на эти цели в 1977 - 1985 гг. было пробурено около 80 % скважин. [26]
Решая задачу оптимального управления, выбираем места бурения новых скважин, порядок их ввода в эксплуатацию, режимы работы скважин таким образом, чтобы максимизировать добычу нефти за весь период разработки при учете технико-экономических и других ограничений, в том числе ограничений, накладываемых возможностями развития систем нагнетания и внутрипромыслового сбора нефти. [27]
Значения п и TI определяются из плана бурения новых скважин, значение дн с - на основании анализа геолого-физических параметров района, в котором будут пробурены новые скважины, и дебитов соседних скважин. [28]
Начальные извлекаемые запасы нефти увеличиваются за счет бурения новых скважин, при изменении технологии эксплуатации скважин ( увеличении их предельной обводненности), при увеличении соотношения извлекаемых запасов жидкости и нефти. Прирост извлекаемых запасов нефти на пробуренную скважину может уменьшаться при уменьшении эффективной толщины пластов разбуриваемых участков, при бурении новых скважин ради сгущения сетки. [29]
Начиная с 1941 года, вследствие прекращения бурения новых скважин и продолжавшегося обводнения краевых скважин количество последних ежегодно сокращается и годовая добыча нефти начинает резко снижаться; в 1948 году она составляла 99 5 тыс. т при 46 перебывавших в эксплуатации скважинах. [30]
Страницы: 1 2 3 4