Темп - отбор
Cтраница 3
Темпы отбора запасов разных пластов многопластовых объектов разработки, как правило, неодинаковы. [31]
Иногда темп отбора из залежи невысок, так что пластовое давление остается выше давления насыщения в зоне, охваченной вторжением воды, если месторождение в начальный момент содержало недонасыщенную нефть. Имеются некоторые сомнения в целесообразности такого способа разработки, так как остаточная нефтенасыщенность оказывается нередко ниже, чем при наличии свободного газа. Максимальный темп отбора ( в пластовых условиях), при котором разработка месторождения может осуществляться при пластовом давлении выше давления насыщения, определяется из соответствующей формулы вторжения воды ( 47) - ( 64) при постоянном перепаде давления, равном / 0 - рнао, где Рнас обозначает давление насыщения. [32]
 |
Типичные / 7 / г-зави-симости для газовой залежи при различных режимах истощения. [33] |
Когда темп отбора газа очень мал и, соответственно, время разработки намного больше времени реагирования водонапорной системы, внедряющаяся вода полностью восполняет снижение давления от извлечения газа. Такой режим разработки является предельным случаем водонапорного режима и называется жестконапор-ным. [34]
Продолжительность темпа отбора, близкого к максимальному значению, характеризует период стабильной добычи нефти. [35]
Снижение темпа отбора вдвое ( рис. 53, в) способствует большему абсолютному проявлению упругого запаса водонапорной системы, сохранению высокого конечного пластового давления и низкого газоконденсатного фактора. [36]
 |
Выработка запасов по группам коллекторов. [37] |
Снижение темпов отбора и увеличение обводненности на нынешнем этапе разработки, на наш взгляд, являются следствием реализации в течение длительного времени консервативных принципов разработки многопластовых залежей. [38]
Установление темпов отбора, так же как и установление оптимальных сроков разработки залежи, является одной из важных задач. [39]
 |
Динамика удельной площади скважин девонских объектов. [40] |
Динамика темпа отбора от НИЗ повторяет динамику уровня добычи, но по объектам они отличаются. [41]
Влияние темпа отбора газа на динамику пластового давления в скважине и соответственно на конечный коэффициент газоотдачи можно увидеть из зависимостей на рис. 2.3. Существенные расхождения в пластовых давлениях ( для указанных трех вариантов) появляются в третьем периоде формирования депрессионной воронки, где имеется тенденция к резкому росту ее во времени. [42]
Для темпов отбора газа в диапазоне от 63 до 72 5 млн. М3 / сут оптимальным является четвертый вариант. [43]
Максимум темпа отбора газа может быть как в самом начале основной стадии, так и в середине или даже в конце ее. На протяжении большей части стадии продолжается бурение эксплуатационных скважин, давление в газопроводе, как правило, еще не ограничивает их дебиты, хотя условия эффективной подготовки газа к концу стадии с помощью установок низкотемпературной сепарации ( НТС) уже не обеспечиваются. Но в отдельных случаях, если рабочие депрессии на забоях скважин очень велики, влияние давления в газопроводе на дебиты скважин будет заметно и на основной стадии, что обусловит необходимость ввода в эксплуатацию ДКС. [44]
Вследствие разных темпов отборов запасов нефти анализируемые объекты достигают равной текущей нефтеотдачи обычно за разное число лет. Ввиду этого анализ влияния плотности сетки скважин на экономику разработки нефтяных месторождений должен проводиться по средним экономическим показателям за период достижения ими равной текущей нефтеотдачи. [45]
Страницы: 1 2 3 4