Максимальный уровень - добыча
Cтраница 1
Максимальный уровень добычи был достигнут в 1984 г. и составил 1 53 млн т / год. [1]
Максимальный уровень добычи жидкости из пласта наблюдается при условии одинаковых забойных давлений во всех скважинах, равных предельным. При этом скважины, расположенные в ряду, находящемся наиболее близко к контуру питания, будут иметь высокие дебиты. Скважины в четвертом и еще более удаленных рядах будут иметь практически нулевые дебиты. Таким образом, при условии равных забойных давлений три ряда эксплуатационных скважин практически полностью экранируют влияние напора со стороны контура питания. [2]
Для выбора максимального уровня добычи газа 10, 15, 20, 25 или 30 млрд, м3 в год в комплексном проекте разработки рассчитаны четыре основных варианта разработки ( рис. 31) при средних дебитах в конце постоянной добычи 530 тыс. м3 / сут и разно-дебитности скважин в пределах 200 - 1300 тыс. м3 / сут. [3]
Обычно к моменту достижения максимального уровня добычи на месторождении бывает пробурено более 50 - 60 % от общего числа эксплуатационных скважин. Дальнейшее разбуривание площади проводится для поддержания достигнутого уровня или некоторого замедления снижения темпа добычи газа. Такое положение обусловливается, с одной стороны, тем, что в первый период разработки месторождения из-за слабой изученности его параметров возникают затруднения в определении множества оптимальных точек заложения скважин, вследствие чего разбуривание площади более чем 4 - 6 станками нерационально. С другой стороны, из-за ограниченности технических возможностей производственных предприятий нередко не обеспечивается достаточный темп разбурива-ния площади. [4]
 |
Суммарные открытые запасы нефти и бурение скважин.| Зависимость между числом л пробуренных скважин и ценностью Q добытых нефти и природного газа п ( тысяч 13 5 5 2 Q ( млрд. долл.. [5] |
Эти оценки показывают, что максимальный уровень добычи будет достигнут через 10 или 20 лет и вскоре после этого запасы нефти иссякнут. [6]
В 1979 году был достигнут максимальный уровень добычи и переработки, который составил 48 7 млрд. куб. [7]
К моменту выхода месторождения на максимальный уровень добычи и вывода магистрального газопровода на максимальную производительность на уровень добычи начинают влиять изменения сезонной потребности в газе. В зимнее время требуется обеспечивать максимальный отбор из залежей и несколько снижать его в летнее время. [8]
Проект разработки Медвежьего месторождения предусматривает максимальный уровень добычи газа 65 млрд. м3 в год, что составляет 4 2 % начальных запасов газа по месторождению. Для обеспечения этого объема добычи газа запроектировано пробурить на месторождении 261 эксплуатационную скважину, которые должны оборудоваться НКТ диаметром 168 мм, обеспечивающими их рабочие дебиты до 1500 тыс. м3 / сут при депрессии на пласт не более 0 4 МПа и потерях давления в стволе порядка 2 МПа. [9]
Месторождение введено в разработку в 1962 г. Максимальный уровень добычи газа достигнут в 1968 г. и составил 7 88 % от начальных запасов газа, утвержденных в ГКЗ. В 1989 г. добыто 0 82 % газа от начальных запасов. На 01.01.90 г. из месторождения извлечено с потерями 79 7 % газа и 44 5 % конденсата. Среднее пластовое давление составляет 5 5 МПа. По площади газоносности оно распределено неравномерно и изменяется от 4 8 МПа в Битковском блоке до 8 9 МПа в Юго-Западном блоке. [10]
Месторождение введено в разработку в 1962 г. Максимальный уровень добычи газа достигнут в 1968 г. и составил 7 88 % от начальных запасов газа, утвержденных в ГКЗ. В 1989 г. добыто 0 82 % газа от начальных запасов. На 01.01.90 г. из месторождения извлечено с потерями 79 7 % газа и 44 5 % конденсата. Среднее пластовое давление составляет 5 5 МПа. По площади газоносности оно распределено неравномерно и изменяется от 4 8 МПа в Битковском блоке до 8 9 МПа в Юго-Западном блоке. [11]
В Укргазпроме в 1972 г. был достигнут максимальный уровень добычи природного газа в объеме 58 8 млрд. м3 и в дальнейшем этот газодобывающий район уже не мог повлиять на рост добычи газа в отрасли в целом. [12]
На конец I стадии при выводе месторождения на максимальный уровень добычи эксплуатационный фонд обычно составляет 0.6 - 0 8 от максимального фонда. Ввод остального фонда осуществляют в основном на II и III стадиях. [13]
Через пять лет после ввода в промышленную разработку по залежи достигнут максимальный уровень добычи. Темп добычи 6 5 - 6 9 % сохранялся в течение пяти лет. В 1961 г. после отбора 46 % запасов в связи с обводнением скважин добыча падает. С этого года весь фонд скважин работает с водой. В целом залежь разрабатывается при сравнительно небольших отборах воды. [14]
Фаттахов [2] рекомендует для перспективного планирования методику, основанную на использовании в расчетных формулах трех величин: максимального уровня добычи в начальной стадии; темпа отбора нефти от текущих запасов в момент начала падения добычи; темпа отбора нефти от текущих запасов на поздней стадии - при условии сохранения этого темла на постоянном достигнутом уровне. [15]
Страницы: 1 2 3