Темп - разбуривание - месторождение
Cтраница 1
Темпы разбуривания месторождений Западной Сибири сравнительно высоки. Так, бурение скважин основного фонда по Трехозер-ному месторождению закончилось за 5 лет, по Мортымья-Тетеревско - му - за 6 лет, Западно-Сургутскому и Усть-Балыкскому - за 7 - 8 лет. [1]
Задаются варианты по темпу разбуривания месторождения и по характеру разбуривания. [2]
Число скважин на участке будет определяться темпом разбуривания месторождения ( скважин / год); количество участков определит срок разбуривания. Каждая скважина таким образом будет иметь свою область дренажа, определяемую условиями размещения скважин. Распределение дебитов скважин по жидкости может быть взято фактическое, расчетное или установлено по аналогии. [3]
Число скважин на участке будет определяться темпом разбуривания месторождения ( скважин / год); количество участков определит срок разбуривания. [4]
Число скважин на участке будет определяться темпом разбуривания месторождения ШЖЖ ( тС) ХУ, количество участков определит срок разбуривания. [5]
Причины второй группы субъективны и чаще всего связаны с отставанием темпов разбуривания месторождения от проектных значений и с несоблюдением режимов работы скважин и УКПГ. Недостатки методики расчетов обычно вытекают из допустимых условий эксплуатации газопромысловых объектов, неточности отдельных газогидродинамических характеристик и технологических закономерностей. [6]
Экономическая эффективность различных вариантов разработки скважин определяется по приведенным затратам с учетом темпов разбуривания месторождения и за различные периоды его эксплуатации ( сроки оптимизации), вводимые в экономическую оценку. [7]
В каждом проектном документе составляется несколько вариантов разработки месторождения, различающихся очередностью ввода в разработку и темпами разбуривания месторождения. Варианты могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей ( блоков) разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностями сеток скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью периода стабильной добычи. [8]
Сначала рассмотрим задачу в обратной постановке, а именно определим общее число скважин на залежи, которое при заданном темпе разбуривания месторождения обеспечивает получение максимального дебита залежи. [9]
Таким образом, расчеты показали, что из всех рассмотренных вариантов разработки при пятирядной системе размещения скважин лучшие экономические показатели имеет вариант II16 с плотностью-размещения скважин 42 га / скв и темпом разбуривания месторождения 3 года. [10]
Надо отметить широкий диапазон возможного применения методики, которая позволяет учитывать: практически любую прерывистость, зональную и послойную неоднородности; любое возможное различие физических свойств нефти и вытесняющего агента, включая случаи применения газообразного агента; практически возможную схему взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин, любую плотность сетки скважин; эксплуатацию их до любой экономически допустимой предельной доли агента в продукции; любой темп разбуривания месторождения и осуществления мероприятий по интенсификации добычи и увеличению нефтеотдачи пластов. Кроме того, позволяет проектировать избирательность нагнетательных и добывающих скважин, целенаправленное воздействие на приза-бойные зоны пластов химическими средствами, теплом, давлением, включая падение забойного давления добывающих скважин ниже уровня насыщения нефти газом, которое малоэффективно, но тем не менее нередко осуществляется на практике. [11]
В процессе промышленного освоения нефтяных месторождений допускаются существенные отклонения от технологических схем и проектов разработки. В основном это обусловлено отставанием темпов разбуривания месторождений от проекта. В результате по многим месторождениям запланированные уровни отборов нефти и закачки воды обеспечиваются меньшим числом скважин. А это негативно сказывается на формировании компактного фронта ВЫТРСНРНИЯ ухудшает равномерность вытеснения нефти из пласта и уменьшает конечную нефтеотдачу. [12]
Одним из основных технологических показателей разработки морских месторождений является темп ввода скважин в эксплуатацию, связанный в основном со сроками строительства гидротехнических сооружений. В [34] приводятся результаты исследования влияния темпа разбуривания месторождения и выбора варианта разработки с учетом фактора времени применительно к месторождениям суши. [13]
 |
Распределение скважин по дебиту жидкости. [14] |
Учитывая, что в настоящее время наблюдается тенденция к уплотнению сетки скважин в большей степени на участках месторождения с повышенной мощностью пласта, начальные извлекаемые запасы нефти на скважину были взяты приближенно одинаковыми для всех скважин. Соотношение нагнетательных и эксплуатационных скважин взято равным 1: 4; коэффициент эксплуатации скважин-0 95; темп разбуривания месторождения - 300 скважин в год. [15]
Страницы: 1 2