Режим - разработка - месторождение
Cтраница 1
Режим разработки месторождения - газовый. [1]
Понятие режим разработки месторождения природного газа подразумевает под собой, проявление движущихся сил в пласте, которые обуславливают приток природного газа к забою скважины. [2]
Конечный коэффициент газоотдачи при упруговодо-напорном режиме разработки месторождений был рассмотрен в работе [15] как для однородных, так и неоднородных по коллекторским свойствам пластов. [3]
Учет этих свойств необходим при определении режима разработки месторождения, оценке технологических параметров, оптимизации процессов добычи и подготовки газа. [4]
Наблюдательные скважины сооружают для систематического контроля за режимом разработки месторождения. [5]
Наблюдательные скважины сооружают для систематического контроля за режимом разработки месторождения. Бурение скважин широко применяется в различных отраслях народного хозяйства. [6]
Экономические показатели завершающего периода освоения месторождения определяются режимом разработки месторождения, его горно-геологическими особенностями, степенью освоенности территории. Наиболее значительные капитальные вложения осуществляются в первые годы разработки. На этапе наращивания фонда эксплуатационных скважин в месторождение вкладывается около 80 - 85 % капитальных вложений, осуществляемых за основной период добычи, или 65 - 75 % от суммарных капитальных вложений, вкладываемых за весь период разработки. Сюда входит на начальных этапах бурение скважин, обустройство месторождения, затем ввод по мере надобности компрессорных цехов ДКС. [7]
В зависимости от геолого-физической характеристики продуктивных пластов и режима разработки месторождений в различных нефтегазодобывающих управлениях применялись и применяются преимущественно те методы, которые дают наибольший эффект. Определяющее значение для планирования ремонтно-изоляцион-ных работ ( РИР) имеет точная диагностика причин и путей обводнения скважины при планировании мероприятий по интенсификации. Основные направления работ по интенсификации притока жидкости и изоляции воды определяются типами коллекторов и глубинами их залегания. Так, для коллекторов трещиноватого типа, сложенных карбонатными породами нижнепермского возраста, верхнефаменского подъяруса верхнего девона, каширо-по-дольского горизонта, среднего карбона, преимущественное развитие получили такие мероприятия, как кислотная и термокислотная обработки скважин в НГДУ Ишимбайнефть, Арланнефть, Чекма-гушнефть, Краснохолмскнефть, Уфанефть, а для коллекторов поро-вого типа, сложенных терригенными породами девона и карбона - ГПП, ГРП и закачка ПАВ во всех НГДУ. Наиболее распространены тепловые методы, кислотные обработки и закачка ПАВ. Для повышения производительности скважин часто в комплексе с изоляционными работами применяется гидроразрыв пласта. [8]
Типовой комплекс промыслово-геофизических исследований уточняется в зависимости от изменений режимов разработки месторождения, при его переходе на очередную стадию разработки, постановке новых задач контроля, появлении новых разработанных методов и технических средств контроля. [9]
Оптимальное давление нагнетания не может быть единственным критерием для установления режима разработки месторождения. [10]
Из изложенного выше следует, что при газовом или упруговодонапорном режимах разработки месторождения для определения коэффициента газоотдачи необходимо учитывать большое количество факторов. Значение коэффициента газоотдачи зависит от достоверности используемых запасов, относительно которых он определяется, неоднородности залежи по толщине и по площади, наличия и интенсивности перетока газа между пропластками, активности и размеров водоносного бассейна, распределения отбора газа по площади, наличия тектонических нарушений и их амплитуды, фильтрационных свойств залежи и др. Перечисленные выше и другие факторы не поддаются учету приближенными методами. Поэтому исследования, проведенные приближенными методами, не могут являться основанием для точной количественной оценки коэффициента газоотдачи месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами. [11]
Если в залежи нефти одновременно проявляются различные движущие силы, то такой режим разработки месторождения называется смешанным. [12]
На величину газового фактора и, следовательно, ресурсов газа оказывают также влияние режим разработки месторождения, интервалы перфорации скважин по отношению к нефтегазовому контакту ( при наличии газовой шапки), условия сбора и сепарации нефти и газа и ряд других факторов. В связи с этим точное определение ресурсов нефтяного газа на планируемый период практически невозможно. Поэтому ресурсы нефтяного газа не входят в номенклатуру утверждаемых показателей. Основным утверждаемым показателем в этой области для нефтегазодобывающих предприятий является абсолютный объем использования газа. [13]
 |
Изображение трещин и разломов на сетке цифровой ( а и фильтрационной ( б модели. [14] |
Конечной целью последнего этапа является построение цифровой фильтрационной модели для последующего гидродинамического моделирования режимов разработки месторождения. [15]
Страницы: 1 2 3