Сгущающаяся система

Cтраница 2

Таким образом, сгущающаяся система позволяет создать рациональную систему размещения скважин, наиболее полно учитывающую геологические особенности залежи нефти. [16]

Для месторождений гидравлического режима сгущающуюся систему применять не следует. [17]

Следует отметить еще следующее достоинство сгущающейся системы. Дебиты скважин первой степени уплотнения вследствие разрежения значительно выше, чем при ползущей системе. Благодаря этому при одном и том же числе пробуренных скважин начальная добыча нефти при сгущающейся системе значительно выше, чем при ползущей. [18]

Для удовлетворения этого же требования по сгущающейся системе необходимо разбуривать месторождение и в том случае, когда пласт представлен не однородными по своим коллекторским свойствам породами. В этом случае после бурения первых скважин детально выясняют изменение по площади коллекторских свойств пород. Дальнейшее же уплотнение рядов скважинами следует проводить в соответствии с данными, полученными после бурения предшествующих скважин ( см. гл. [19]

По порядку ввода эксплуатационных скважин в разработку различают сгущающуюся систему разбуривания площади и ползущую систему. [20]

К месторождениям, имеющим газоносную площадь малых размеров, сгущающаяся система не применима. [21]

Нередко разбуривание горизонтов по тем или иным обстоятельствам проводилось по сгущающейся системе, сильно растянутой во времени ( ПК свита о. Еще хуже обстояло дело с возвратными горизонтами, разработка которых в большинстве случаев не подчинялась определенной системе. [22]

В 1925 г. на Съезде по разработке недр в г. Москве были доложены сгущающаяся система горного инж. В США долго не было никаких систем. В 1930 г. з Petroleum Development была напечатана система инж. [23]

Исходя из изложенного, при наличии ограниченных ресурсов, мы считаем наиболее целесообразным разбуривание газовой залежи по сгущающейся системе разработки. [24]

Схема размещения разведочных и опережающих эксплуатационных скважин. [25]

Сказанное, однако, не исключает возможности в целях детального изучения нефтяных горизонтов при очень большой неоднородности пластов воспользоваться преимуществами одной из систем разработки нефтяных залежей, в частности сгущающейся системой, предусматривающей для изучения строения нефтяного горизонта заложение редкой сетки эксплуатационных скважин с последующим уплотнением в тех частях залежи, где это необходимо. [26]

Начало разработки Восточного и Западного массивов - 1932 г., Южного - 1937 г., Буранчинского, Кузьминов-ского и Термень-Елгинского - 1939 г. Почти все массивы были разбурены по 100-метровой сетке по сгущающейся системе разработки. Скважины эксплуатируются с открытым забоем, обсадная колонна спускается до кровли артинских известняков. На Западном и Термень-Елгинском массивах верхняя газоносная часть артинских известняков перекрыта колонной. [27]

Но все это - редкие случаи, и на большинстве месторождений возможны лишь две степени уплотнения. Поэтому сгущающаяся система может иметь ограниченное применение. [28]

Варианты сгущения скважин. [29]

По взаимному расположению скважин различают системы сгущающуюся, ползущую и ориентированную по отношению к структуре пласта. При сгущающейся системе всю площадь покрывают вначале редкой сеткой скважин ( первая степень уплотнения), а затем в промежутках между первыми бурят скважины второй степени уплотнения, причем при каждой степени уплотнения площадь равномерно покрывают скважинами. [30]

Страницы: 1 2 3