Интенсивное разбуривание

Cтраница 1

Схема разработки залежи нефти яснополянского надгоризонта Павловского. [1]

Интенсивное разбуривание этой части месторождения началось с 1964 г. К этому времени из разведочных скважин данного района, работающих с 1960 - 1961 гг., было отобрано всего 112 тыс. т нефти. [2]

Благодаря интенсивному разбуриванию и внедрению избирательного заводнения за короткий срок ( 1970 - 1971 гг.) по залежи был достигнут максимальный уровень добычи нефти, и он составил 6 1 % начальных извлекаемых запасов нефти. [3]

Первая характеризуется интенсивным разбуриванием и ростом добычи нефти. После достижения максимальной годовой добычи залежь переходит во вторую стадию разработки с более или менее высокой стабильной добычей нефти. Добыча нефти начинает заметно уменьшаться только к моменту сильного сокращения площади нефтенасыщенной зоны и к началу перехода всей нефтяной залежи в водо-нефтяную. [4]

Дебиты нефти и жидкости неоднородного пласта.| Накопленные дебиты нефти и жидкости неоднородного пласта. [5]

На практике период интенсивного разбуривания месторождения ( объекта) обычно соизмерим со временем извлечения основной части запасов нефти и газа. Поэтому при определении технологических показателей объекта следует учитывать динамику ввода его элементов в разработку. [6]

В дальнейшем, по окончании интенсивного разбуривания месторождения наблюдается закономерное обводенение залежи ( 4 % в год) по мере выработки запасов нефти в соответствии с показателями разработки технологической схемы. [7]

Залежь нефти XVI пласта была открыта в конце 1939 г., и уже с начала 1940 г. начато ее интенсивное разбуривание. Через 2 5 года после начала разработки пластовое давление снизилось почти до атмосферного, и залежь была почти полностью дегазирована. [8]

Иногда давление в скважине на модели в начале периода истощения пласта совпадает с промысловыми данными, а после начала интенсивного разбуривания месторождения или после внедрения системы законтурного заводнения начинает существенно расходиться со значением, замеренным на промысле. Это расхождение объясняется неверным отражением взаимного влияния скважиы из-за несоответствия в сопротивлениях крупных участков пласта, в большинстве случаев недостаточно изученных в результате бурения. К числу таких участков прежде всего относятся кольцевые зоны между нагнетательными скважинами и первым рядом эксплуатационных скважин, а также между отдельными рядами эксплуатационных скважин. Если электрические сопротивления зоны между нагнетательными и эксплуатационными скважинами меньше аналогичных фильтрационных сопротивлений, имеем случай, изображенный на рис. 79, в. [9]

Целесообразность проведения расчетов на основе среднесуточного дебита одной действующей скважины связана с возможным существенным изменением числа действующих добывающих скважин за анализируемый период времени, например, в результате интенсивного разбуривания залежей высоковязких нефтей в начальный период применения тепловых методов, а также с необходимостью учета непостоянства коэффициента эксплуатации скважин. [10]

Для определения объема QTOU ( t) в периоды нарастающей и постоянной добычи газа необходимо иметь информацию не только о запасах газа, конденсата и других сопутствующих компонентов, но и о географических и метеорологических условиях района, наличии дорог, наличии соседних залежей в регионе, технических возможностях интенсивного разбуривания залежи и обустройства промысла, глубине залежи, продуктивности газонасыщенных пропластков и многих других данных. С помощью этих данных должны быть обоснованы годовые отборы газа из месторождения. [11]

Для определения объема Qr0fl ( t) проектировщику должна быть представлена информация не только о запасах газа, конденсата, нефти и других компонентов газа, но и о продуктивности газонефтенасыщенных пропластков, наличии дорог, географических и метеорологических условиях района, глубине залежи, наличии соседних залежей в регионе, технических возможностях интенсивного разбуривания залежи и обустройства промысла, продолжительности щэоходки скважин и многие другие данные, влияющие на вывод газодобывающего предприятия на проектную мощность. На базе этой информации должны быть обоснованы годовые отборы из месторождения. Величина годового отбора го месторождения для проектировщика является не как готовый параметр, используемый при расчетах Pnn ( t) и n ( t), а как творчески определяемый проектный параметр. [12]

Низы свиты XII пласта вступили в эксплуатацию в 1907 г. и на них было проведено 7 скважин. Интенсивное разбуривание проводилось в 1909 - 1910 гг., за 2 года было пробурено 27 скважин. В 1911 г. было пробурено 7 скважин, а в 1916 г. разбуривание свиты XII пласта прекратилось на старой площади Бибиэйбата. [13]

Затраты на добычу должны рассматриваться с точки зрения выбора годовых объемов добычи и суммарных извлекаемых запасов. Более интенсивное разбуривание запасов обычно обеспечивает не столько рост конечной нефтеотдачи ( если это вообще возможно в данных геолого-промысловых условиях), сколько сокращает продолжительность эксплуатации месторождения. [14]

В июне 1911 г. скважина № 2326 выбросила фонтаном более 17000 г нефти. В 1914 - 1915 гг. проводилось интенсивное разбуривание верхов свиты XIV пласта; при этом б ыло пробурено 19 скважин. Всего на верхи свиты XIV пласта до 1917 г. было проведено 45 скважин. Низы этой свиты ( пропластки f, g, h) начали разрабатывать в 1914 г. В 1916 г. на низы свиты XIV пласта было пробурено 5 скважин, а начиная с 1917 г. - на низы этой свиты проводили по одной скважине в год. Всего на низы свиты XIV пласта к 1920 г. было пробурено 16 скважин. [15]

Страницы: 1 2 3