Половина - скважина
Cтраница 2
В соответствии с производительностью установлено число эксплуатационных скважин для каждой УКПГ. Скважины в районах УКПГ-2 - УКПГ-5 размещаются в сводовой части поднятия довольно равномерно на расстоянии 0 8 - 1 5 км. В районах УКПГ-6-УКПГ-10 половина скважин размещается кустами по четыре скважины ( в том числе одна резервная и одна наблюдательная), а остальные - равномерно в центральной полосе залежи. [16]
Известно, что возможны потери нефти в разрезающих нагнетательных рядах. Расчеты показывают, что вследствие проведения закачки воды сразу во все нагнетательные скважины при постоянном режиме могут образоваться застойные зоны. Однако при закачке воды только в половину скважин нагнетательного ряда и отборе нефти до сравнительно высокой обводненности в промежуточных скважинах величина потерь резко сокращается. [17]
Вывод о наиболее эффективном совместном применении ГКЖ-Ю и нефти убедительно подтверждается данными по бурению 36 скважин Самотлорского месторождения. После статистической обработки этих данных ( табл. 18) оказалось, что наиболее высокие показатели механической скорости и проходки на долото получены при совместном применении ГКЖ-Ю и нефти. В настоящее время с применением нефти и Г КЖ-Ю в Западной Сибири бурится больше половины скважин. [18]
В периоды уменьшения объемов закачки ( 15 сут) проводилось полное отключение восточного ряда и попеременное отключение одного из крыльев ( около половины скважин) северо-восточного ряда. [19]
Практически все скважины четвертой группы вступали в эксплуатацию с обводненностью не более 30 % ( исключение - скв. По 67 % скважин обводненность в последующем снизилась. По 70 % скважин начальный дебит был равным или выше, чем по окружающим скважинам. Половина скважин сейчас работает с обводненностью, не превышающей обводненность окружающих скважин. Накопленная добыча нефти 70 % скважин не ниже, чем по скважинам основного фонда. За время работы уплотняющих скважин ВНФ не превышает ВНФ окружающих скважин за тот же промежуток времени. [20]
В процессе разбуривания выявлено весьма сложное строение эксплуатационного объекта. Пласт VIi представлен двумя пропластками а и б, часто сливающимися в единый пласт, имеет низкую ( 1 - 3 м) мощность, прерывистое распространение, на значительной части площади замещен непроницаемыми породами. Вскрыт примерно в половине скважин. [21]
Описываемая компоновка для малоинтенсивного увеличения зенитного угла впервые испытана в 1979 г. в Мегионском УБР при проводке скв. В том же году ННК применяли при проводке еще восьми скважин, в пяти из них была предотвращена коррекция ствола скважины турбинным отклони-телем. В 1980 г. ННК применялась при проводке 42 скважин. В 1982 г. более половины скважин было пройдено с ННК. Проходка на данную компоновку составила 109 5 тыс. м, что равно 26 1 % годовой проходки по УБР. [22]
На Урьевском месторождении гидроразрыв пласта применяется с 1994 года. К этому времени были остановлены все, кроме одной, добывающие скважины объекта ЮВ. По объектам ABi 2 и БВю годовые уровни добычи нефти также снижались, темпы падения непрерывно росли. Всего на месторождении проведено 130 скважино-операций ( 93 - по объекту ABi. БВю, 22 - по ЮВД в результате которых получено дополнительно 705 тыс. т нефти, что составляет 1 % от накопленного отбора по месторождению. ГРП провели в половине скважин добывающего фонда, в результате чего годовая добыча увеличилась в 7 раз, а к настоящему времени дополнительно добыли 75 % нефти. По объекту БВ10 ГРП провели в 75 % скважин, в результате чего годовая добыча увеличилась на 60 %, а к настоящему времени дополнительно добыли 30 % нефти. [24]
Страницы: 1 2