Максимальный уровень - добыча
Cтраница 2
Применение ОРЭ с целью совмещения объектов запроектировано на ряде месторождений, где разбурива-ние основных объектов завершено и достигнут максимальный уровень добычи. Основная задача - удерживать или увеличить отбор нефти, вовлекая все имеющиеся и не использованные ранее ресурсы, в том числе и подключение неосновных объектов или исключение взаимодействия пластов. [16]
В соответствии с технологической схемой разработки максимальный годовой уровень добычи нефти по объекту БВ8 должен быть достигнут в 1972 г., по объекту АВХ - в 1979 г. Фактически по объекту БВ8 максимальный уровень добычи был получен в 1972 г., причем величина его составила 104 % от проектного. [17]
 |
Динамика объемов добычи и внутреннего потребления угля в России в 1990 - 2000 г.г. ( 1 - добыча, 2 - видимое потребление. [18] |
В противоположность мировой тенденции и особенно характерной для крупных стран, при которой добыча и потребление угля увеличиваются при постепенном снижении его доли в общем энергетическом балансе, в России добыча и потребление угля в 90 - х годах резко сокращалась. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1988 г. - 425.4 млн. т, а в 1998 г. он снизился до 230 млн. т, т.е. более чем в 1.8 раза. Начиная с 1999 г. падение добычи сменилось ростом, в 2000 г. добыто - 257.9 млн. т, в том числе коксующихся углей - 62.2 млн.т. Открытым способом добыто около 65 % от общей добычи. [19]
По пласту ABi пробурено 40 % проектного фонда скважин ( эксплуатационных и нагнетательных), а добыча нефти составила в 1974 г. только 23 3 % проектного максимального уровня. Предполагается, что максимальный уровень добычи будет достигнут в 1980 г. Чтобы повысить темпы отбора нефти из пласта АВЬ намечается внедрение очагового и избирательного заводнения. [20]
При разработке нефтяных залежей в период их промышленного освоения происходит рост добычи нефти. Затем некоторое время сохраняется достигнутый максимальный уровень добычи. После отбора части извлекаемых запасов добыча нефти интенсивно снижается. В завершающем периоде разработки залежей ладение добычи часто замедляется. [21]
Как отмечалось, по мере снижения пластового и забойного давлений дебит газовых скважин уменьшается. Для большей продолжительности периода сохранения достигнутого максимального уровня добычи газа по мере снижения дебита скважин бурят и вводят в эксплуатацию дополнительные скважины. В результате фонд действующих скважин постепенно возрастает. Но и при этом средняя плотность сетки скважин остается намного меньшей, чем при разработке нефтяных залежей. После отбора 60 - 70 % извлекаемых запасов газа бурение скважин обычно прекращают. [22]
Однако все описанные варианты имеют один общий недостаток: неблагоприятную динамику добычи конденсата. Добыча его резко увеличивается в первые годы разработки, достигая максимума одновременно с выходом на максимальный уровень добычи газа, затем снижается и затухает в сравнительно короткий срок. Такая динамика требует ускоренного строительства и ввода всех сооружений по стабилизации, переработке и транспорту конденсата. В противном случае происходят значительные потери добытого конденсата, и осложняется выход промысла на стабильную работу. [23]
Следует отметить, что выбор способа эксплуатации во многом зависит от энергетического баланса пласта. Способ эксплуатации скважин, как будет показано ниже, должен выбираться исходя также из принципа обеспечения максимального уровня добычи при заданных затратах. Например, в тех случаях, когда в пласте содержится незначительное количество растворенного газа, фонтанирование скважин затруднено. Для обеспечения фонтанного способа эксплуатации необходимо поддерживать в пласте высокое давление за счет форсированного темпа закачки. Это приводит к дополнительным расходам нагнетаемой воды из-за ее утечки в законтурную область и большим энергетическим потерям. Перевод же скважин в таких случаях на глубинно-насосный способ эксплуатации позволяет при сохранении тех же дебитов значительно сократить объем нагнетаемой воды. [24]
Так, характер природного режима во многом влияет на темпы падения пластового давления при разработке и, следовательно, на характер снижения дебита скважин. В свою очередь, это определяет масштабы и сроки бурения дополнительных скважин, необходимых для возможно более продолжительного сохранения максимального уровня добычи газа, технологию эксплуатации скважин и сроки обустройства месторождения. При прочих равных условиях в случае водонапорного режима пластовое давление снижается медленнее, чем в случае газового режима, с повышением активности краевой области падение давления замедляется. Вместе с тем действие водонапорного режима приводит и к неблагоприятным последствиям. При неоднородности коллекторских свойств газоносных пород по площади и разрезу, а также неравномерности дренирования залежи в разных частях ее объема происходит ускоренное продвижение воды по высокопроницаемым прослоям разреза. Это может стать причиной преждевременного обводнения скважин, расположенных в пределах текущего внешнего контура газоносности. [25]
Это необходимо для статистического оценивания технико-экономических показателей процесса разработки месторождений, которые зависят не только от перечисленных признаков, но и от предполагаемого срока полного отбора запасов и величины максимального уровня добычи на отдельных месторождениях. [26]
На месторождении была осуществлена реорганизация системы разработки путем интенсификации отборов за счет бурения дополнительных уплотняющих скважин, а также массового перехода на очаговое заводнение. За весь прошедший период отобрано 198 2 млн. т нефти, что составляло 20 % начальных балансовых запасов. Максимальный уровень добычи в 16 2 млн. т был достигнут в 1972 г. Было пробурено 4360 добывающих, 889 нагнетательных и 147 скважин прочего назначения. Закачкой воды компенсировано около 96 % отбора. Основным недостатком сложившейся системы разработки авторы ( И. А. Кузилов и др.) считают неравномерную выработку запасов из пластов. [27]
В НКП свиту должно быть пробурено 4 скважины. Максимальный уровень добычи ожидается в четвертом проектном году. Скважины будут работать с прорывом газа из газовой шапки. Способ эксплуатации нефтяных скважин - фонтанный. [28]
По этому проекту инвестору еще предстоит подготовить проектные технологические документы для месторождений горючих полезных ископаемых Минэнерго России. Прогнозируемый максимальный уровень добычи газа - 11 млрд. куб. [29]
 |
График добычи нефти в районе Лима-Индиана. [30] |
Страницы: 1 2 3