Темп - отбор - жидкость
Cтраница 2
 |
Расположение добывающих и нагнетательных скважин на месторождении А. [16] |
Темп отбора жидкости из пласта ( нефти и воды) после полного ввода месторождения в разработку остается постоянным, равным максимальному. [17]
Темп отбора жидкости Тж имеет значимые связи с текущей и конечной нефтеотдачами, но в то же время имеет довольно тесные связи с плотностью сетки скважин и геолого-физическими параметрами. Геолого-статистические модели с включением темпа отбора жидкости могут иметь хорошие статистические показатели, но будут завуалиро-вывать истинные связи с геолого-физическими и технологическими параметрами. Остальные технологические показатели с геолого-физическими параметрами значимых связей практически не имеют. Технологические параметры, характеризующие систему расстановки скважин: плотность сетки скважин, пребывающих S и перебывавших эксплуатации S и объемные запасы, приходящиеся на одну пребывающую Q и перебывавшую в эксплуатации скважину 0, имеют довольно тесные связи с текущей нефтеотдачей. Для второй группы объектов плотность сетки скважин, перебывавших в эксплуатации, S и объемные запасы, приходящиеся на одну перебывавшую в эксплуатации скважину О, имеют примерно одинаковые коэффициенты корреляции с текущей нефтеотдачей, поэтому в геолого-статистических моделях необходимо использовать один из этих параметров исходя из поставленной задачи. Объясняется это довольно близкими осредненными значениями Q по анализируемым объектам разработки, относящимся к первой группе. [18]
Если темп отбора жидкости во второй стадии был значительно выше 7 / о, то в третьей стадии он может снижаться. При этом среднегодовое снижение должно быть таким, чтобы обеспечить к концу основного периода разработки достаточное извлечение запасов. При максимальном темпе отбора жидкости, близком к 7 %, в третьей стадии он может сохраняться постоянным. На залежах с темпом отбора жидкости во второй стадии ниже 7 % в третьей стадии, а иногда уже в конце второй стадии необходимо обеспечить его увеличение. [19]
Если темп отбора жидкости во второй стадии был значительно выше 7 %, то в третьей стадии он может снижаться. Среднегодовое снижение при этом должно быть таким, чтобы обеспечить к концу основного периода разработки достаточное извлечение запасов. При максимальном темпе отбора жидкости, близком к 7 %, в третьей стадии он может сохраняться постоянным. По залежам, по которым темп отбора жидкости во второй стадии был ниже 7 %, в третьей стадии, а иногда уже и в конце второй необходимо обеспечивать его увеличение. [20]
Сокращение темпов отбора жидкости из скважин и установка цементных мостов ( стаканов) для борьбы с прорывом подошвенных вод систематически применялись во многих нефтеносных районах и, в частности, в процессе разработки высокопродуктивных пластов Октябрьского ( бывш. [21]
Регулирование темпов отбора жидкости должно обеспечивать минимальное извлечение воды из пласта. При этом отборы жидкости ограничиваются из объектов с неустойчивыми и трещиноватыми коллекторами, при разработке водо-нефтяных зон, а также из скважин, расположенных вблизи ВНК и ГНК. [22]
Рост темпов отбора жидкости, сопровождающийся ростом добычи нефти, в начальные стадии разработки нефтяных месторождений в процессе разбуривания и создания системы разработки обеспечивается соответствующими материально-техническими ресурсами, системами и объектами добычи, подготовки нефти, утилизации воды, заводнения. Мощности объектов должны обеспечивать нормальное функционирование всех систем при расчетных значениях годовых темпов отбора жидкости. От достоверности оценки темпа отбора жидкости зависит, особенно на поздней стадии разработки, уровень отбора нефти и объем капитальных вложений на строительство и реконструкцию системы нефтедобычи. [23]
 |
Совмещенные кривые коэффициента извлечения нефти ( а и темпа отбора жидкости ( б. [24] |
Ограничение темпов отбора жидкости может привести к увеличению конечного ВНФ при разработке месторождений или к снижению КИН. [25]
Снижение темпа отбора жидкости из скважины, относительно длительная или даже кратковременная их остановка уже не дают положительного эффекта; после этого процент обводненности скважин либо увеличивается, либо скважины временно переходят на чистую воду. [26]
Влияние темпов отбора жидкости на величину нефтеотдачи пластов / / Нефтепромысловое дело, 1965, вып. [27]
Снижение темпов отбора жидкости с целью ограничения роста обводненности добываемой продукции часто проводится как вынужденная мера по уменьшению количества обводненной нефти, так как мощность установок по подготовке нефти оказывается недостаточной. Однако опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что осуществление таких мероприятий на ранней стадии эксплуатации месторождения приводит к отрицательным явлениям, снижающим общий отбор промышленных запасов нефти. [28]
Под темпом отбора жидкости подразумевается отношение количества жидкости, добытой за первые 10 лет разработки, к балансовым запасам нефти. [29]
Под темпом отбора жидкости понимается отбор жидкости за год, выраженный в процентах к начальному извлекаемому запасу нефти. Как уже отмечено, даже при близкой динамике обводнения продукции годовые темпы отбора жидкости из залежей изменяются по-разному. В главе II показано, что динамика обводнения имеет самый разный характер. [30]
Страницы: 1 2 3 4