Темп - разработка - месторождение
Cтраница 3
В нефтедобывающей промышленности эффективность разработки нефтяных месторождений определяется объемом добычи нефти и степенью использования природных ресурсов, которые характеризуются следующими показателями: коэффициентом использования запасов, сроком и темпами разработки месторождения, объемом и динамикой добычи нефти по годам эксплуатации. [31]
На основе всех полученных данных определяется необходимость применения метода поддержания пластового давления, потребное количество эксплуатационных и водоподающих скважин, система их расположения и очередность разбуривания, система и темп разработки месторождения. [32]
Такое явление может наблюдаться при наличии пропластковых вод. По этой причине, а также из-за опасности разрушения призабойной зоны и возникновения пескопроявлений в проектных документах ограничивали де-биты скважин, что снижало темпы разработки месторождения. [33]
Все перечисленные факторы в той или иной степени приводят к снижению приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин, к уменьшению охвата пласта заводнением по толщине и площади залежи, что значительно снижает темпы разработки месторождений и конечный коэффициент нефтеотдачи. [34]
Для того чтобы варианты разработки газовых месторождений можно было сравнивать и по народнохозяйственным последствиям, необходимо учитывать и воспроизводственные затраты на восстановление окружающей среды ( за нормативные и сверхнормативные выбросы) и пополнение сырьевой базы, увязанные с темпами разработки месторождений. Учет воспроизводственных затрат обеспечивает отражение в критерии качественной характеристики вариантов, отличающихся полнотой извлечения ресурсов, что до настоящего времени не находило отражения в проектной практике. [35]
 |
Характерные зависимости Р / 2н / л. 2 ( рн - ИУдобЬ. [36] |
Как видно из формулы (6.7), падение давления в залежи при газовом режиме прямо пропорционально суммарному отбору газа ( рис. 6.2, линия IV), тогда как при водонап рном режиме, в соответствии с формулой (6.6), графики зависимости текущего средневзвешенного давления от суммарного отбора газа ЭДОб могут иметь различную форму ( рис. 6.2, линии /, / /, / / /), обусловленную геолого-эксплуатационными параметрами и темпом разработки месторождения. [37]
Кроме того, каждую пробуренную скважину по техническим причинам консервируют до завершения бурения всех или части скважин куста. Из-за этого снижаются темпы разработки месторождений и с увеличением числа скважин в кусте потери резко возрастают. Для обеспечения наибольшей экономической эффективности кустового бурения следует выявить рациональное количество скважин в кусте. [38]
Кроме того, каждую пробуренную скважину по техническим причинам консервируют до завершения бурения всех или части скважин куста. Из-за этого снижаются темпы разработки месторождений и с увеличением числа скважин в кусте потери резко возрастают. Для обеспечения наибольшей экономической эффективности кустового бурения следует выявить рациональное число скважин в кусте. [39]
В настоящее время разработка многопластовых месторождений может осуществляться одновременной раздельной эксплуатацией двух продуктивных пластов одной скважиной или многорядной эксплуатацией скважин. Внедрение этих методов ускоряет темпы разработки месторождений, дает значительный экономический эффект, так как устраняется необходимость раз-буривания каждого пласта самостоятельной сеткой скважин. [40]
Часть пробуренных скважин вынужденно консервируют до окончания бурения всех ( или части) скважин на данном кусте. Это приводит к снижению темпов разработки месторождений. Для обеспечения экономической эффективности кустового бурения необходимо определить рациональное число скважин в кусте. [41]
В случае, когда подъем водонефтяного контакта происходит равномерно, возможен вариант постоянного отбора и закачки воды с использованием оборудования и одновременно-раздельной закачки и отбора продукции. Благодаря увеличению продолжительности отбора продукции темпы разработки месторождения возрастают. [42]
Об упомянутом действии капиллярных сил в условиях гидрофильного пласта сомневаться не приходится. Вопрос заключается лишь в том, насколько целесообразно подчинять выбор темпа разработки месторождений учету этого фактора. В работе [52] на основе сопоставления скоростей капиллярной пропитки водой пористых блоков и движения фронта по трещинам отмечается ограниченная возможность достижения равномерного движения фронта воды по трещинам и блокам. [43]
К числу актуальных проблем относится задача регулирования процессов разработки при водонапорном режиме. Как известно, продвижение контурных или подошвенных вод зависит от темпа разработки месторождения. При малых темпах отбора конечный обводняемый поровый объем газовой залежи возрастает. Это означает, что в обводненной зоне остается больше газа, чем при высоких темпах отбора. [44]
Одним из основных параметров при внутриконтурном разрезании являются размер и конфигурация отрезаемых площадей самостоятельной разработки. Эта задача решается в каждом конкретном случае как с точки зрения требуемых темпов разработки месторождения, так и нефтеотдачи. [45]
Страницы: 1 2 3 4