Темп - ввод - скважина
Cтраница 3
Кривая 2 иллюстрирует случай, когда в пределах всей площади рассматриваемой залежи действует единственный элемент, выделенный из предыдущей пятиточечной схемы ( одиночный элемент), и, таким образом, реализуется как бы предельно-минимальный темп ввода скважин в эксплуатацию. [31]
Оценка по этому критерию была сделана: также для трех вариантов разработки гипотетического месторождения при тех же условиях, при которых оценивались варианты по приведенным затратам. Варианты различаются темпом ввода скважин и оснований в эксплуатацию при одинаковых капитальных вложениях, числе скважин и оснований. Из всех вариантов на базе оценки с точки зрения максимального эффекта ( прибыли) выбирают такой, который бы обеспечил наиболее полное извлечение запасов нефти и достижение максимальной ренты. [32]
 |
Кривая суммарной добычи.| Кривая суммарной добычи газа по месторождению Восточный Шатлык. [33] |
В первом периоде ( 01.197 6 - 12.197 6 гг.) кривая описывается параболой. В этом периоде темп ввода скважин наибольший - 0 3 скв / мес, а темп роста добычи газа постоянный и равен 1760106 м3 / мес. [34]
По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную ( еще называют сплошная) и замедленную системы разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в работу быстрый - все скважины вводят в работу почти одновременно в течение первых одного - трех лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, которую по порядку ввода скважин в работу различают на системы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целесообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбу-ривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по падению; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетаются. Только трудные природные ( топи, болота) и геологические условия определили применение ползучей системы на Самотлор-ском месторождении. [35]
При расчетах обводнения по методам работ [21], [91] в процессе составления технологической схемы разработки необходимо учитывать темп и последовательность ввода скважин в эксплуатацию по методике, изложенной в § 4, гл. Приближенный метод учета темпа ввода скважин в эксплуатацию ( времени разбуривания месторождения) исходит из условия использования характеристик обводнения одного элемента системы размещения скважин при мгновенном их вводе и последующего поэлементного ввода месторождения в разработку. [36]
На рис. 55 приведены характеристики вытеснения нефти водой при различном темпе ввода скважин в эксплуатацию. Рассматривалось четыре различных темпа ввода скважин: одновременный, в течение двух, десяти и двадцати лет. Зависимость для одновременного ввода и в течение двух лет оказалась практически одинаковой, поэтому она не приводится на графике. [38]
Для получения такого же значения нефтеотдачи ( 10 %) неоднородного пласта продолжительность его разработки должна быть более чем в 2 раза большей по сравнению с разработкой однородного пласта. Неучет интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию, как показал В. С. Орлов, приводит к снижению нефтеотдачи элементов до 2 1 - 7 4 % против 12 5 %, полученных из расчетов по рассмотренной методике. [39]
Из практики разработки месторождений нефти известно, что в первые годы их эксплуатации пользуются разведочными скважинами, расположенными по неравномерной сетке, и в последующем разбуривают по той или иной системе размещения скважин в соответствии с комплексной схемой разработки в течение 3 - 5 лет. Неучет интерференции и темпов ввода скважин в эксплуатацию существенно влияет на проектные технико-экономические показатели разработки. Особенно влияние этих факторов велико на нефтеотдачу при разработке месторождений нефти в условиях режима растворенного газа. [40]
Разработка и эксплоатация горизонта Оц были начаты с момента вступления в эксплоатацию разведочной скв. Наглядное представление о темпе ввода скважин в эксплоатацию на горизонт DU дает прилагаемый график ( фиг. [41]
 |
Годовые отборы жидкости и нефти. [42] |
Так, при одном и том же темпе ввода скважин в разработку, но при разном перепаде давления ( кривые 1, 4, 6) годовые отборы нефти и жидкости существенно отличаются друг от друга. Чем больше перепад давления, тем, естественно, больше нефти отбирается в первые годы разработки. Однако при меньшем перепаде давления максимальный отбор нефти выдерживается более длительное время. [43]
Каждый из выбранных перепадов давления имеет свой максимум, полученный при условии одновременного ввода месторождений в эксплуатацию. На стадии проектирования рассматриваются варианты с различными перепадами давления, темпами ввода скважин и отборами нефти в заданном интервале времени. Варианты, имеющие меньший годовой отбор при том же перепаде давления, но при одновременном вводе в разработку всего месторождения, должны исключаться из рассмотрения. [44]
Следует уточнить, что на первом этапе, как и в условиях водонапорного режима, рост добычи нефти зависит от числа скважин, вводимых в эксплуатацию. Но в отличие от водонапорного режима абсолютный рост добычи нефти может быть разным в зависимости от темпа ввода скважин в эксплуатацию. Чем медленнее темп ввода скважин в эксплуатацию, тем ниже достигаемая текущая добыча нефти, что связано с получением более низких начальных дебитов скважин. [45]
Страницы: 1 2 3 4