Ввод - новая скважина
Cтраница 1
Ввод новых скважин может быть рассчитан с использованием формулы ( 110) для случаев как снижения темпов разбуривания, так и роста. [1]
Учет ввода новых скважин, определение их числа, объема бурения и увязка сроков окончания бурения со сроками начала эксплуатации скважин производятся аналогично тому, как это делается при планировании добычи нефти. [2]
Что касается ввода новых скважин, то в 1999 г. эксплуатационного бурения не было. [3]
Изменением темпа ввода новых скважин можно варьировать в определенных пределах, что позволяет имитировать различные варианты добычи. [4]
При определении влияния ввода новых скважин ( при условии постоянства среднего дебита и количества выбывающих скважин) на уровень себестоимости запланируемого года вначале выявляется прирост добычи нефти за счет этого фактора, а затем и экономия эксплуатационных расходов за счет выявленного отклонения в объеме добычи. [5]
УКПГ с учетом срока ввода новых скважин, кустов и соседних УКПГ. Контролем качества достоверности гоменения h ( t) должно слушггь воссоздание истории разработки залежи или ее фрагментов. Такой способ прогнозирования изменения h ( f), при соответствующих исходных данных, использованных при моделировании, обладает очень высокой достоверностью. [6]
УКПГ с учетом срока ввода новых скважин, кустов и соседних УКПГ. Контролем качества достоверности изменения h ( t) должно служить воссоздание истории разработки залежи или ее фрагмента. Такой способ прогнозирования изменения h ( t) при соответствующих исходных данных, использованных при моделировании, обладает очень высокой достоверностью. [7]
Ниже дана оценка влияния ввода новых скважин на работу окружающих и на этой основе выявлено наличие или отсутствие застойных зон. [8]
 |
Общая характеристика различных подгрупп НГДУ.| Удельный вес отдельных подгрупп НГДУ по возрастам ( в %. [9] |
В первые годы разработки месторождения массовый ввод новых скважин с незначительной обводненностью добываемой продукции сдерживает темпы роста обводненности продукции в целом по НГДУ. [10]
На первой стадии за счет ввода новых скважин непрерывно возрастает текущий дебит нефти. Залежь пока разрабатывается с минимальным амплитудным дебитом. [11]
Из этой таблицы видно, что ввод новых скважин повлиял на дебит газовых скв. Для них выполняется условие 2 2o os, значения Р, С и Т достаточно высоки. [12]
В первые годы разработки за чет ввода новых скважин годовые отборы газа из залежи наращивают. Этот период разработки называют пе рис до м нарастающей добычи. Затем темп разбуривакия снижают к некоторое время из залежи отбирают примерно постоянное годовое количество газа - период постоянной добычи. При значительном истощении залежи наступает период падающей добычи. В момент, когда давления газа на устьях скважин недостаточно, чтобы газ поступал в МГ ( руЖ5 5 - 3 5 МПа), на. [13]
В первые годы разработки за чет ввода новых скважин годовые отборы газа из залежи наращивают. Этот период разработки называют периодом нарастающей добычи. Затем темп разбуривания снижают и некоторое время из залежи отбирают примерно постоянное годовое количество газа - период постоянной добычи. При значительном истощении залежи наступает период падающей добычи. В момент, когда давления газа на устьях скважин недостаточно, чтобы газ поступал в МГ ( ру 5 5 - 3 5 МПа), на промыслах вынуждены сооружать промысловые дожимные компрессорные скважины ПДКС. [14]
После этого прирост добычи нефти за счет ввода новых скважин уже не покрывает снижения добычи по группе введенных ранее скважин и добыча нефти начинает на втором этапе снижаться. Газовый фактор, минимальный в первых скважинах, начинает резко нарастать к концу этапа. На третьем этапе при постоянном числе скважин, находящихся в эксплуатации, добыча нефти быстро снижается, а газовый фактор становится максимальным. Вследствие сильного снижения дебитов нефти скважины постепенно выходят из эксплуатации и соответственно падает добыча нефти. Газовый фактор, постепенно снижаясь, уменьшается к концу этапа до значений, меньших начального газового фактора. [15]
Страницы: 1 2 3 4