Cтраница 1
Состояние разработки объекта БВ8 подтверждает вывод о нецелесообразности применения законтурного заводнения по всему периметру залежи. В последующем намечен перенос фронта нагнетания в обводненные зоны пласта, в первую очередь, в водонефтяную зону. [1]
Анализируя состояние разработки объекта до применения гелеоб-разующего реагента, можно заметить следующее. Заводнение по блоку 12 ( 6) ведется с начала разработки. Практически по всем скважинам, выбранным в качестве реагирующих, произошло резкое обводнение добываемой продукции при небольших отборах нефти. [2]
Для характеристики состояния разработки объектов к концу каждой стадии использовали показатели: суммарный отбор жидкости, выраженный в долях от начальных балансовых запасов нефти ( объема пор); суммарный водонефтяной фактор; обводненность добываемой продукции; коэффициент текущей нефтеотдачи пластов. [3]
Контроль над состоянием разработки объекта включает в себя комплекс гидродинамических, геофизических и внутрипромысловых исследований. Требуется достоверная информация об объемах закачиваемой воды в каждую нагнетательную скважину. Под особым контролем должны находится добывающие скважины. Объем и обводненность добываемой продукции по каждой из них должны замеряться с высокой степенью точности. [4]
По данным анализа состояния разработки исследованных объектов одной из причин превышения фактической добычи над проектной является приращение запасов нефти. [5]
Рассмотрим некоторые особенности состояния разработки объектов применения ПДС. [6]
Характеристика систем разработки, принятых на месторождениях НГДУ, состояние разработки объектов и др. Мероприятия по охране недр и окружающей среды, осуществляемые при разработке нефтяных месторождение. [7]
Разработанная ТатНИПИ - нефтью методика планирования ГТМ по интенсификации добычи нефти включает в себя: оценку состояния разработки объекта ( величина пластового давления); обоснование оптимального способа и режима эксплуатации каждой скважины; обоснование эффективных методов КРС и ОПЗ в каждой скважине; составление плана ГТМ и графика их проведения. [8]
Местоположение резервных скважин и сроки их бурения устанавливаются после ввода в эксплуатацию скважин основного фонда, изучения геологической неоднородности пласта и состояния разработки объекта при анализе разработки, а также в уточненном проекте разработки и в проекте доразработки объекта. Рекомендации по бурению резервных скважин, сделаннные при анализе разработки, согласовываются с объединением и утверждаются управлением нефтяной промышленности совнархозов. [9]
Как следует из выше приведенных данных, для обеспечения полного охвата пластов заводнением, необходимо выбирать оптимальную плотность скважин в зависимости от особенностей геологического строения и состояния разработки объекта. При этом оптимальная плотность сетки скважин выше на объектах с большей расчлененностью, с большей долей запасов в водонефтяной зоне, с большим соотношением проницаемости совместно разрабатываемых пластов и соотношением вязкостей нефти и воды, а при прочих равных условиях на участках с большей удельной плотностью запасов нефти. [10]
Улучшить же состояние разработки объекта за счет интенсификации законтурного заводнения было явно невозможно. Согласно расчетам лишь 36 - 40 % объема закачиваемой воды поступало в залежь, остальная вода уходила за контур. [11]
Установленные на определенный период исходя из состояния разработки объекта показатели эксплуатации скважины ( суточный дебит нефти, газа, забойное давление, процент обводненности продукции, газовый фактор и др.), а также необходимые технологические характеристики скважинного оборудования по подъему жидкости и параметры его работы. [12]
Проблема определения предельной рентабельности эксплуатации добывающих скважин приобретает особо важное значение на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, когда добыча резко снижается, значительное число скважин по мере истощения запасов и обводнения переходит в категорию нерентабельных и начинает приносить убыток. Выявление убыточных скважин осуществляется на основе систематического комплексного ( геолого-технического и экономического) анализа состояния разработки объекта в целом, работы фонда добывающих скважин и каждой скважины отдельно. В настоящее время имеется ряд методов и программные продукты по ним, позволяющие рассчитать уровень рентабельности эксплуатации скважин. Однако, исходя из индивидуальных особенностей нефтяных залежей и отдельных скважин, необходимо определить себестоимость добычи нефти из каждой анализируемой скважины. [13]
Ко второй группе относятся залежи нефти, приуроченные к нижнемеловым отложениям. Настоящая глава посвящена рассмотрению состояния разработки только нижнемеловых объектов, среди которых основными являются залежи VIII и IX пластов. [14]
Поэтому опыт применения методов воздействия на пласт показывает существенные колебания их эффективности. Это вызвано тем, что даже в условиях одной залежи нефти дифференциация геолого-промысловых условий довольно значительна. В зависимости от условий, стадии и системы разработки нужно иметь возможность применения не одного, а нескольких методов повышения нефтеотдачи. В этом случае отпадает необходимость выбора для метода воздействия наиболее подходящих участков, что ухудшает состояние разработки объекта в целом. Комплекс методов повышения нефтеотдачи пластов должен включать технологии, пригодные для различных параметров объектов. [15]