Величина - годовой отбор
Cтраница 1
Величина годового отбора, равная 20 % от начальных запасов принятой гипотетической модели, не может быть принята на реальных месторождениях, разрабатываемых вертикальными скважинами. Для обеспечения высокой интенсивности отбора даже на ранней стадии разработки месторождения требуется одновременный ввод очень большого количества таких скважин. [1]
Величина годового отбора IB месторождения, как видно из рис. 1.11, зависит от этапа разработки: нарастающего, постоянного или падающего. На, каждом этапе разработки величина QB06 ( t) зависит от различных факторов. [2]
 |
Изменение накопленного отбора продукции во времени. [3] |
Изменение величин годового отбора, приведенное к одной скважине, имеет более установившийся характер. Указанная особенность использована нами для прогнозирования. [4]
На величину годовых отборов газа существенно влияет наличие нефтяной оторочки газонефтяных месторождений. При этом величина годового отбора газа или газокон-денсатной смеси зависит прежде всего от системы разработки таких месторождений. Если нефтяная оторочка разрабатывается в первую очередь и поддержание пластового давления осуществляется путем обратной закачки отсепарированного сухого газа, то годовые отборы газа устанавливаются годовыми отборами нефти, и объем добываемой нефти должен быть компенсирован объемом обратно закачиваемого газа. Если происходит одновременный отбор газа и нефти го оторочки, то объемы годового отбора должны быть обоснованы технико-экономическими расчетами с учетом геологических характеристик газонефтена-сыщенных зон и возможных потерь нефти в результате истощения газоносной зоны в процессе разработки. [5]
Обоснованная с учетом перечисленных выше факторов величина годового отбора пригодна только в периоды нарастающей и постоянной добычи газа. [6]
 |
Зависимости приведенных. [7] |
На рис. 91 показаны зависимости приведенных затрат от величины годовых отборов газа из трех гипотетических месторождений. Поведение зависимости 3 3 ( Q) определяется величиной запасов газа каждого месторождения, начальными пластовыми давлением и температурой, кол-лекторскими свойствами продуктивных отложений, технологическими режимами эксплуатации скважин, характеристиками газа и конденсата, активностью продвижения контурных или подошвенных вод, стоимостью скважин, степенью разбуренности и обустроенности каждого месторождения и другими показателями. [8]
Наличие потребителей и транспортных систем является весьма существенным фактором, ограничивающим величину годового отбора. Причем, если в составе добываемого газа содержится компонент, который является ограниченно потребляемым, то величина годового отбора газа может зависеть от годового спроса на этот компонент. Так, например, несмотря на очень удачное географическое расположение Астраханского газокон-денсатного месторождения и на значительные ресурсы газа в нем, годовой отбор из этого месторождения составляет 0 3 % от начальных запасов газа. [9]
В ранних проектах допускалось, что себестоимость добычи газа незначительно меняется от величины годового отбора. [10]
В результате анализа топливно-энергетического баланса индустриального Урала, выполненного экономическим отделом ВНИИ-газа под руководством В. М. Гальперина, была обоснована величина годового отбора газа из месторождения Газли. [11]
Разновидностью учета влияния вскрытия пласта вертикальными скважинами являются варианты 13 и 23, отличающиеся от сопоставимых вариантов 11 и 21 только величиной годового отбора, принятой в рассматриваемом случае 5 % в год от начальных запасов. После t 12 лет постоянной добычи получены следующие коэффициенты газоотдачи: рГ1з 63 16 % и рг2з 59 71 % соответственно. Из таблицы видно, что степень вскрытия продуктивных пропластков по сопоставляемым вариантам незначительно повлияла на величину текущей газоотдачи. [12]
Если газоконденсатное месторождение эксплуатируется без поддержания пластового давления, то добыча конденсата должна устанавливаться для любого из отмеченных периодов разработки в зависимости от величины годового отбора газа, соответствующих текущих потерь конденсата в пласте и экономически обоснованного коэффициента извлечения его из добываемого газа. Если газоконденсатное месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления, то при составлении проекта разработки на основании гидродинамических, термодинамических и технико-экономических расчетов по каждому месторождению устанавливаются годовые отборы газа и конденсата, период стабильной добычи газа и конденсата, продолжительность всего срока разработки месторождения и процент извлечения конденсата из залежи. [13]
При этом уровень годового отбора и продолжительность его поддержания за счет дополнительных капиталовложений в базовом варианте должны определяться исходя из сложившейся практики проектирования: величина годового отбора - в размере 5 - 7 % от запасов и суммарный отбор за период постоянной добычи - 60 - 70 % от запасов. [14]
Если газоконденсатная залежь эксплуатируется без воздействия на пласт, то добычу конденсата надо устанавливать для любого из трех рассмотренных периодов разработки в зависимости от величины годового отбора газа, соответствующих текущих потерь конденсата в пласте и коэффициента извлечения конденсата из добываемого газа. [15]
Страницы: 1 2 3