Cтраница 1
Сгущение сетки скважин обосновывалось исключительно стремлением увеличить текущую добычу нефти. [1]
Резкое последовательное сгущение сетки скважин к центру площади залежи, предусматриваемое автоматически, вне зависимости от жоллекторских свойств пласта. [2]
Однако сгущение сетки скважин бурением с дневной поверхности экономически оправдано лишь до определенного предела. Применение более плотных сеток оказывается однако эффективным при проводке скважин с подземных горных выработок. [3]
При сгущении сетки скважин средние дебиты нефти снижаются, хотя общий отбор жидкости из залежи возрастает. Исследования, проведенные для условий, соответствующих девонским пластам Башкирии, показали, что вступление в эксплуатацию одной дополнительной скважины с обводненностью до 50 % дает прибыль в 92 тыс. руб. через 8 лет эксплуатации. Расходы окупаются через 1 5 года после пуска. [4]
Однако при сгущении сетки скважин и поддержании пластового давления увеличиваются капитальные затраты на бурение скважин и обустройство промысла. Следовательно, наибольший коэффициент нефтеотдачи не является решающим критерием рациональности системы разработки. [5]
Таким образом, сгущение сетки скважин при нагнетании пара более интенсивно, чем при нагнетании горячей воды, увеличивает прирост добычи нефти за счет роста нефтеотдачи и дает относительно большее снижение удельных капитальных вложений, себестоимости добычи нефти и приведенных затрат, а применение теплоносителей вместо обычного заводнения может радикально улучшить разработку залежей высоковязкой нефти. [6]
В приведенном примере сгущение сетки скважин вдвое увеличивает начальные извлекаемые запасы нефти в 1 174 раза, но слишком высокая потенциально возможная производительность позволяет выполнять плановую добычу нефти гораздо меньшим числом скважин; позволяет в силу каких-то возникших затруднительных обстоятельств или даже умышленно, на основе какой-то примитивной оптимизации, не ремонтировать часть хаотически выбывших скважин, экономить средства на их ремонте, а в итоге уменьшить начальные извлекаемые запасы нефти в 2 раза. [7]
Далее было проведено следующее сгущение сетки скважин в 4 раза, общее число скважин стало 1200, из них 900 новых скважин ( или 75 %), расстояние между соседними скважинами уменьшилось до 0 4 км. Все новые скважины были исследованы и в итоге снова построена карта продуктивности нефтяного пласта - третья карта. Однако снова новая третья карта показала ошибочность предыдущей второй карты, примерно так же, как вторая карта показала ошибочность предыдущей первой. [8]
Понятно, что сгущение сетки скважин отдельного объекта при заданном числе объектов тоже приводит к увеличению общего числа скважин. Не так очевидно другое: при заданной сетке скважин в случае уменьшения их долговечности происходит самопроизвольное хаотическое разрежение сетки и уменьшение извлекаемых запасов нефти, а при заданной нефтеотдаче в случае уменьшения долговечности заданную проектную сетку скважин приходится неоднократно дублировать. [9]
После одного этапа сгущения сетки скважин расстояние между скважинами уменьшается в У2 раза, после двух - в 2 раза, после трех более чем в 2 раза, а именно, в 2 / 2 2 83 раза. Отсюда следует, что при объединении в одну сетку четырех одинаковых равномерных квадратных сеток расстояние между скважинами уменьшается в 2 раза. Следовательно, при практическом применении предложенного способа в случае четырех объектов расстояние от переведенной скважины до ближайшей существующей будет больше или равно половине расстояния между соседними существующими скважинами. Напротив, при применении известного способа даже при двух объектах в подавляющем большинстве случаев ( более 70 %) переведенные скважины будут удалены от ближайших существующих на расстояние меньше половины расстояния между соседними существующими. [10]
Однако часто при сгущении сетки скважин один и тот же пласт представляется более прерывистым, хотя доля неколлекторов остается практически постоянной. Иначе говоря, прерывистость пласта, фиксируемая при редких сетках, является кажущейся, а не истинной. В этих случаях расстояние между скважинами оказывается больше или соизмеримо с наименьшим размером отдельных встречающихся участков и слабо улавливается выдержанность пласта. Следовательно, показатель w еще не раскрывает полностью структуру прерывистого пласта. [11]
И только при новом сгущении сетки скважин в 4 раза, при уменьшении расстояния между соседними скважинами до 0 2 км, увеличении общего числа скважин с 1200 до 4800 и построении новой карты продуктивности нефтяного пласта - четвертой карты было обнаружено какое-то подтверждение предыдущей третьей карты. [12]
В залежах круговой формы сгущение сетки скважин должно постепенно увеличиваться от периферии к центру. [13]
В залежах круговой формы сгущение сетки скважин ( при неподвижном контуре питания с внешней стороны залежи, например, законтурное заводнение) должно постепенно увеличиваться от периферии к центру. Помимо указанных факторов здесь сказывается то обстоятельство, что по мере продвижения водо-нефтяного контакта к центру залежи сокращается площадь разработки и уменьшается число одновременно работающих скважин. [14]
Последнее не относится к сгущению сетки скважин на отдельных участках с использованием запланированного фонда резервных скважин Следует также отметить, что в настоящее время термины сплошная и замедленная системы разбуривания не применяются. [15]