Темп - разбуривание
Cтраница 3
Таким образом, необходимо как можно раньше устанавливать оптимальную плотность сетки скважин на месторождении, последовательность и темп разбуривания залежей и объемы капитальных вложений, оставляя для резерва небольшой фонд скважин. [31]
Система разработки каждой нефтяной залежи может быть самой различной как по сетке размещения скважин, порядку и темпу разбуривания площади, так и по темпам отбора жидкости. [32]
По 2-му варианту разработки нефтяной залежи разбуривание осуществляется в течение семи лет: в течение первых трех лет темп разбуривания такой же, как по 1-му варианту, по 20 скважин в год; в течение следующих четырех лет темп разбуривания меньше в два раза - по 10 скважин в год; уменьшение темпа разбуривания делается для стабилизации добычи нефти. По 2-му варианту в отличие от 1-го варианта предельная весовая обводненность дебита жидкости добывающей скважины, равная Л2 0 95 или 95 %, вводится с самого начала разработки нефтяной залежи, что соответственно сразу значительно увеличивает Q - разрабатываемые начальные извлекаемые запасы нефти на скважину проектной сетки и еще более значительно увеличивает QFO разрабатываемые расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости. Поэтому только один раз осуществляется корректировка начальных извлекаемых запасов нефти и жидкости на проектную скважину. [33]
Таким образом, предложено по каждому году периода раз-буривания нефтяной залежи определять возможный период стабилизации дебита нефти и соответствующий сниженный темп разбуривания. Эти данные будут использованы при выборе оптимальной динамики добычи нефти. [34]
Сборные коллекторы ( см. рис. 8, 4), транспортирующие газожидкостные смеси, должны проектироваться и рассчитываться с учетом темпа разбуривания эксплуатационных скважин, а также климатических условий данного месторождения и физико-химических свойств нефти, газа и воды. [35]
Из сказанного следует, что система разработки каждой залежи может быть самой различной как по сетке размещения скважин, порядку и темпу разбуривания площади, так и по темпам отбора нефти. [36]
Особо следует отметить, что показатель степени 0 21901 всегда остается одинаковым, независимо от геологических условий, плотности сетки скважин и темпов разбуривания залежей. По-видимому, величина показателя степени обусловливается объективными экономическими законами пропорционального развития и воспроизводства. [37]
Прежде всего, по рассматриваемому нефтяному месторождению с целью поиска лучшего порядка реализации разработки может быть дополнительно рассчитано несколько вариантов реализации, различных по темпу разбуривания, по началу и продолжительности периода стабильной добычи нефти, по технологии эксплуатации обводняющихся добывающих скважин, по динамике получения и применения кредитов. [38]
При проектировании рассматриваются возможные варианты разработки, которые отличаются друг от друга разными объемами отборов газа и конденсата, размещением и числом скважин, темпами разбуривания, конструкциями скважин и другими показателями. Рассчитав все технологические и технико-экономические показатели разработки, сравнивают рассматриваемые варианты и выбирают для практического использования вариант, наилучшим образом позволяющий успешно решить поставленные задачи. Наилучшим считают такой вариант, при котором необходимые темп и объем добычи газа и конденсата обеспечиваются при минимальных материальных затратах, заданной надежности, соблюдении условий охраны недр и максимальными коэффициентами извлечения природных углеводородов. [39]
В связи с тем, что морские нефтяные сооружения из-за коррозии металла не могут существовать более 15 - 20 лет, возникает необходимость резкого увеличения темпов разбуривания и разработки морских нефтяных месторождений. С этой целью для ускорения темпов выработки нефтяных пластов месторождения увеличивают число базисных горизонтов ( с наличием у каждого из них одного-двух возвратных), которые разбуриваются самостоятельными сетками скважин. [40]
В целом уровень добычи газа зависит от удаленности месторождения от потребителя, глубины залежей, эксплуатационной характеристики пласта, запасов газа, а также от геолого-технических возможностей, определяющих темп разбуривания площади. [41]
 |
Кривые дебит - накопленная добыча (. - .. для рифогенных месторождений ( / - 7, разрабатываемых при режиме растворенного газа. [42] |
На форму кривых дебит - накопленная добыча, построенных в безразмерной форме, не влияют такие факторы, как величина извлекаемых запасов, мощность пласта, плотность сетки скважин и темпы разбуривания залежи. Ниже для наглядности приводится сопоставление кривых дебит - накопленная добыча, построенная в абсолютных и относительных масштабах. [43]
Эти нефтяные залежи во всех других отношениях ( по продуктивности зональной и послойной неоднородности нефтяных пластов, по дебиту и запасам нефти, по типу извлечения запасов нефти; по темпу разбуривания и ввода в разработку) являются средними, сходными со многими реальными нефтяными залежами. [44]
 |
Характер изменения добычи нефти ( /, себестоимости 1 т нефти ( 2 и ее обводненности ( 3 по годам при разработке месторождения. [45] |
Страницы: 1 2 3 4