Динамика - отбор
Cтраница 3
Сравнительный анализ динамики показателей разработки по группе объектов для выявления влияния геологических и технологических факторов на процесс эксплуатации применяли в основном в старых нефтедобывающих районах - Чечено-Ингушетии, Азербайджане и др. С вступлением в поздний период разработки ряда месторождений страны, на которых используется метод заводнения, а также в связи с необходимостью освоения залежей, характеризующихся изменением годовых отборов нефти и жидкости, и в других районах повысился интерес к сравнительному изучению динамики отбора нефти и жидкости из залежей. Однако при сравнительном анализе разработки залежей в пределах одного из нефтедобывающих районов ограничивается число залежей, по которым относительные показатели разработки определены на основе запасов, уточненных в процессе эксплуатации. [31]
По формулам ( 122) и ( 126) определяется годовой отбор газа и конденсата для первого года разработки. Динамика отборов по всем последующим годам разработки определяется газодинамическим расчетом при заданном числе скважин. [32]
 |
Зависимость обводненности fg и выработки извлекаемых запасов / CQT от параметра 0И п на различных стадиях разработки. [33] |
Это свидетельствует о недостаточной полноте выработки извлекаемых запасов. Динамика отбора показывает, что величины отбора нефти из подсолевых залежей, для которых значения Ои п 0 1, заметно выше, чем из межсолевых. На конечной стадии прирост отбора нефти незначителен. [34]
Таким образом, по характеристикам вытеснения получаем высокую технологическую эффективность мероприятий по ограничению отборов жидкости. Однако анализ динамики отборов нефти и жидкости по годам показывает совсем другие результаты. [35]
На величину отбора жидкости из пласта существенное влияние, кроме обычно учитываемых таких факторов, как гидропроводность пласта, перепад давления, система размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин, оказывает зональная неоднородность пласта. Известно также, что динамика отбора нефти и воды во времени определяется послойной неоднородностью пласта, а также изменением в процессе разработки залежи гидродинамических параметров ( фазовых проницаемостей, различия в вязкостях вытесняемой и вытесняющей жидкостей), забойного давления фонтанирующих скважин по мере обводнения их продукции и самой системы скважин в связи с отключением из работы обводнившихся скважин и переносом нагнетания. Очевидно, без учета этих факторов трудно ожидать удовлетворительную сходимость расчетных и фактических характеристик процесса разработки, и, следовательно, невозможно с обоснованной уверенностью рекомендовать для осуществления те или иные технологические мероприятия, направленные на улучшение этого процесса. [36]
Поэтому важное значение имеет исследование влияния взаимодействия скважин в условиях АВПД ка динамику отборов газа. [37]
На землетрясения реагировали скважины, преимущественно расположенные в зонах разрывных нарушений или в зонах трещиноватости на сводах структур. Далеко не все скважины реагировали на землетрясения и, что самое главное, изучая динамику отбора УВ-флюидов в течение длительного времени ( 50 - 80 лет), резкие изменения добычи наблюдались без землетрясений при нормальном техническом состоянии скважин. [38]
Таким образом, основная добыча нефти получена в течение первых пяти-семи лет при средней плотности сетки - 10 га / скв. Важно отметить, что, за исключением ПК-1в, по всем остальным горизонтам получена практически безводная нефть. По данным анализа и обобщения результатов эксплуатации и динамики отборов воды по всем скважинам, выбывшим из эксплуатации из-за обводнения, основная добыча нефти также получена за безводный период. С появлением воды ее содержание за короткое время сильно растет и в результате прогрессивного обводнения скважины выбывают из эксплуатации. По данным расчетов скорость перемещения ВНК составляет 5 - 8 м / мес при достаточной равномерности ее, чему способствуют большие углы падения пластов и высокая проводимость пластовой системы. [39]
Задан общий отбор газа из группы месторождений. Известны геолого-эксплуатационные характеристики залежей на каждом месторождении. Требуется определить оптимальный срок ввода в разработку всех месторождений и рациональную динамику отбора газа по каждому из них. Решение этой задачи должно быть комплексным, основанным на полном использовании достижений в области геологии, геофизики, подземной гидрогазодинамики, физики пласта и отраслевой экономии. [40]
Поэтому, сохраняя общую идеологию расчетов, предлагается проводить оценку эффективности воздействия при темпах отбора, сложившихся в предпрогнозный период и при фактических отборах. На рис. 3.3 приведены графики, иллюстрирующие предлагаемую методологию. Характеристика вытеснения, адаптированная по предпрогнозному периоду, экстраполируется в соответствии с динамикой отборов, сложившихся в предпрогнозный период. Определение продолжения фактической кривой проводится экстраполяцией фактической динамики обводнения продукции и заданием отборов жидкости, сложившихся в предпрогаозньш период. Затем проводится расчет добычи нефти в соответствии с законом обводнения по базовому варианту и фактическим значениям. [41]
Предложение было принято, и в 1960 г. на промысле приступили к внедрению барьерного заводнения. Не вдаваясь детально в анализ эффективности модифицированной системы разработки ( динамика разработки Бахметьевского месторождения достаточно подробно освещена в печати) [19, 20, 21], укажем на важнейшие результаты ее применения. Несмотря на неравномерность ряда барьерных скважин и технические затруднения, связанные с их освоением и поддержанием проектного темпа нагнетания, закачка воды на контакт нефть - газ благоприятно отразилась на динамике отборов нефти и нефтеотдачи. Экстраполяцией кривой накопленного отбора конечная нефтеотдача оценивается примерно в 70 % от начальных. В 1970 г. введена в эксплуатацию газовая зона, которая по первоначальному проекту оставалась бы еще. Себестоимость добычи нефти не превышает обычных значений для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. [42]
Одно из направлений опробования программ связано со сравнением расчетных и фактических режимов при возмущающих явлениях, вызывающих нестационарный процесс. Ниже приведена постановка эксперимента, исходные данные и результаты расчета части газопровода Средняя Азия - Центр ( IV очередь) от КС Каракумская до КС Тулей. Расчетная схема представлена на рис. Х-1, расчет проводился на 2 сут и сравнивался с реальными данными за 16 и 17 августа 1978 г. В качестве исходных данных использовались Еф ЛУ и ри КС. В задаче определяются Q и рвс всех КС, а также динамика отбора газа по КС Хива путем раздельного расчета газопровода от КС Каракумская до КС Хива и от КС Хива до КС Тулей. В табл. Х-1 приведены результаты расчета рвс КС в сравнении с фактическими значениями. [43]
В процессе разработки газовых или газоконденсатных залежей, характеризующихся напором законтурных вод объем залежи уменьшается. Добыча газа происходит за счет как расширения газа, так и вытеснения газа водой. Потери газа в этом случае определяются и остаточной газонасыщенностью в пласте, и защемлением газа в недрах краевой или подошвенной водой, вторгающейся в залежь. Газоотдача в таких залежах может быть определена либо по данным об остаточной газонасыщенности за фронтом вытеснения газа водой, либо на основании изучения динамики отбора газа и давлений в процессе разработки залежи. В последнем случае необходимо определить количество воды, вторгшейся в залежь, по состоянию на ту или иную дату, что было рассмотрено выше. [44]
Все эти залежи имеют небольшие размеры. Лишь по одной залежи - бобриков-ской Арчединского месторождения, на которой скважины расположены в одном ряду по оси структуры, средняя сетка скважин в начальном контуре нефтеносности равна 53 га / скв. Таким образом, геологические и технологические факторы способствуют успешной разработке этих залежей. Однако динамика отбора нефти и воды из них характеризуется иными показателями по сравнению с большинством рассмотренных залежей, отличаясь от них высокими темпами отбора жидкости. [45]
Страницы: 1 2 3 4