Cтраница 2
Анализируя изменения темпов разработки газовых и газокон-денсатных месторождений Северного Кавказа ( см. табл. 14 и рис. 41), можно отметить, что строгой закономерности изменений уровней отборов газа по ним не наблюдается. Однако в целом с некоторой условностью следует отметить, что уровни отборов газа тем больше, чем меньше запасы и больше дебиты скважин. [16]
Начавшаяся в конце 1973 г. eaeaeaa еда в новые нагнетательные ряды позволила увеличить добычу оидкости и нефти яа целях екопе-риментальиофо участка, Практически было восстановлено то ше соотношение уровней отбора нефти, что и в первый год эксперимента. Абсолютное врезимнме отбора по иному поло равно от балансовых запасов. [17]
Уточненный проект разработки составляется после реализации проекта разработки, а также при выявлении новых данных о геологическом строении пластов, препятствующих успешному внедрению запроектированной системы разработки и достижению проектных уровней отбора нефти, или о необходимости интенсификации добычи нефти, требующей коренного изменения системы или технико-экономических показателей разработки месторождения. [18]
К ним можно отнести все способы воздействия на пласты, которые можно свободно и многократно повторять и изменять в течение процесса разработки: это изменение режима работы скважин, изменение уровней отборов, оптимальное перераспределение отборов газа по группам скважин по тем или иным критериям. [19]
Анализ разработки 121 объекта разработки на 79 месторождениях Западной Сибири, проведенный ВНИИ в 1991 г. ( авторы: И.Д. Амелин, В.А. Бочаров и др.) по обоснованию минимального пластового давления, обеспечивающего проектные уровни отбора жидкости и повышающего эффективность ремонтных работ в скважинах при разработке нефтяных месторождений с заводнением и характерным особенностям связи текущего пластового давления с текущей и накопленной компенсацией отбора закачкой показал, что такой подход к разработке применялся почти повсеместно, а часто просто превалировал, невзирая ни на стадию разработки, ни на систему воздействия на пласт, ни на геолого-промысловую характеристику и ее изменчивость по площади и разрезу. [20]
Проведено обоснование причин падения дебитов добывающих скважин в залежах нефти с глиносодержащими НПК за счет влияния языковых прорывов закачиваемой воды на фильтрационные характеристики призабойных зон и обоснованы технологические решения по глинодиспергации и глиностабилизации для повышения уровней отбора нефти. [21]
Практика разработки газовых месторождений показала, что для газодобывающих предприятий ( ГДП) и в целом для газовой отрасли продолжение освоения истощенных месторождений до максимально возможного извлечения газа становится нерентабельным, особенно в сравнении с другими месторождениями, где высокие устойчивые уровни отборов обеспечивают стабильную прибыль ГДП. [22]
Разработка нефтяных залежей в условиях вытеснения нефти водой сопровождается отбором значительных объемов попутной воды. Для достижения запланированных уровней отбора запасов эксплуатация залежей продолжается до обводненности продукции 98 % и более В этих условиях целесообразность проведения РИР с целью ограничения притока воды в ряде случаев не может быть обоснована. [23]
В 1971 г. на участке 2 проводилась интенсификация закачки воды ( кривая 7) за счет увеличения приемистости действующих скважин и пуска трех новых нагнетательных скважин. Это позволило существенно поднять уровни отбора жидкости по основному и дополнительному фондам скважин, при этом соотношение уровней отбора по всему и основному фондам скважин осталось практически прежним. [24]
В табл. 14 подсчитаны минимальные работы, затраченные на ожижение 1 кг водорода, при одном, двух, трех и четырех уровнях отбора тепла. Как видно из таблицы, увеличение числа уровней отбора тепла значительно уменьшает расход энергии ( особенно при переходе от одного уровня к двум и трем), и поэтому для производства водородного холода вполне рационально иметь два или три температурных уровня отбора тепла. Увеличение числа уровней свыше трех уже менее выгодно, так как получаемая экономия не оправдывает усложнения и удорожания установки. [25]
Наряду с описанными детерминированными методами оценки запасов, уровней отбора и компонентоотдачп пластов, основанных на методе материального баланса, разработано множество решений на базе двухмерных и объемных моделей пласта при многокомпонентной фильтрации добываемых флюидов, а также для вероятностно-статистических моделей. Описания таких решений в этой работе не рассматриваются. Однако следует отметить, что в процессе разработки месторождений статистическая информация о накопленной и текущей добыче газа, газового конденсата и воды может служить для построения несложных стохастических моделей. [26]
Подобная стадийность и особенности различных стадий ( длительности, уровни отборов, темпы роста или падения добычи и прочее) определяются как природными характеристиками разрабатываемых пластов, так и параметрами реализуемой системы разработки. [27]
Так видится сегодня понятие рациональности. Отсюда следует, что такие важные показатели, как уровни отбора газа, нефти, конденсата не диктуются сверху, а определяются исходя из указанных факторов при конкретном проектировании и исследованиях. [28]
Поэтому, несмотря на определенные успехи в развитии сырьевой базы газовой промышленности страны, диспропорция между отборами и восполнением запасов в отдельных регионах еще не полностью преодолена. Это объясняется отставанием достаточных приростов новых запасов газа от уровней отборов. По мнению ученых, приросты новых запасов должны превышать отборы в 2 5 - 3 раза. Между тем, темпы прироста промышленных запасов газа в освоенных газодобывающих районах все существенней отстают от темпов роста добычи. [29]
Анализируя изменения темпов разработки газовых и газокон-денсатных месторождений Северного Кавказа ( см. табл. 14 и рис. 41), можно отметить, что строгой закономерности изменений уровней отборов газа по ним не наблюдается. Однако в целом с некоторой условностью следует отметить, что уровни отборов газа тем больше, чем меньше запасы и больше дебиты скважин. [30]