Cтраница 1
Добывные возможности месторождения возрастают, однако эти возможности не реализуются с помощью существующего оборудования эксплуатационных скважин. [1]
Затем оценивают добывные возможности месторождения по вариантам выделения эксплуатационных объектов при различных системах воздействия на пласт и схемах размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин. [2]
В приведенных примерах добывные возможности месторождений лучше отражают не проницаемость, а Гидропроводность или коэффициент продуктивности. Эти параметры в интегральной форме учитывают все основные геолого-физические параметры продуктивных пластов и насыщающих их флюидов. [3]
Как показала практика, добывные возможности месторождений Северного Кавказа не ограничиваются потребителем, за исключением нескольких небольших месторождений ( Ачи-Су), отборы по которым в начальный период разработки определялись потребностями близлежащих населенных пунктов. Поэтому прежде, чем приступить к обоснованию уровней добычи газа технико-экономическими расчетами, необходимо оценить пределы темпов разбуривания площади с точки зрения возможностей определения оптимального местоположения скважин на структуре и только после этого в установленных пределах рассмотреть варианты с различными скоростями разбуривания месторождения и выбрать из них рациональный. [4]
Без знания величин коэффициентов А и В невозможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. По результатам исследования скважин определяются величины коэффициентов А и В, и при проектировании разработки месторождений они считаются известными. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационных сопротивлений. [5]
Следует заметить, что нижний предел проницаемости в таких расчетах, как правило, занижен и, следовательно, завышены рабочие эффективные мощности и добывные возможности месторождения. [6]
Таким образом, показатели заводнения, рассчитанные по-первому и третьему методам при заданных темпах отбора жидкости ( что чаще всего осуществляется на практике, когда добывные возможности месторождения известны), практически совпадают; более оптимистическими будут результаты по второму методу. При прогнозе показателей заводнения в режиме заданных забойных давлений наблюдается также хорошая согласованность первого и третьего методов в определении моментов прорыва воды в скважины, динамики изменения дебитов. [7]
Принцип обязательного одновременного ввода в промышленную разработку всех объектов многопластового месторождения является в большей степени необходимым, когда выделяемые материальные ресурсы в определенный период ограничены, а запасы нефти и добывные возможности месторождения сравнительно большие и для полной их реализации требуют дополнительных капитальных вложений. [8]
Главный результат экономического обоснования системы разработки - выбор рационального варианта, обеспечивающего наибольший народнохозяйственный экономический эффект. При этом учитываются добывные возможности месторождения в удовлетворении плановых потребностей в топливе и светлых нефтепродуктах. Наибольшая народнохозяйственная эффективность варианта определяется по минимуму приведенных затрат в сферах производства, транспорта и потребления. [9]
Распределение добычи газа между отдельными месторождениями района производится отраслевыми территориальными институтами путем нескольких последовательных приближений, отличающихся количеством учитываемых факторов. Так, при первом приближении могут учитываться только добывные возможности месторождений, при последующих приближениях - реальные потребители, возможности других взаимосвязанных отраслей народного хозяйства, по материально-техническому обеспечению планируемых уровней добычи и др. При этом уточняются и корректируются потребные капитальные вложения, эксплуатационные затраты и др., пока не будет найден оптимальный вариант. [10]
Распределение добычи газа между отдельными месторождениями района производится отраслевыми территориальными институтами путем нескольких последовательных приближений, отличающихся количеством учитываемых факторов. Так, при первом приближении могут учитываться только добывные возможности месторождений, при последующих приближениях - реальные потребители, возможности других взаимосвязанных отраслей народного хозяйства, по материально-техническому обеспечению планируемых уровней добычи и др. При этом уточняются и корректируются потребные капитальные вложения, эксплуатационные затраты и др., пока не будет найден оптимальный вариант. [11]
Все это приводит к необратимым изменениям проницаемости и свойств остаточных нефтей, механическому изменению продуктивности скважин, снижению темпов отбора и конечной нефтеотдачи. Причем, все эти факторы действия в комплексе син-энергетично снижают добывные возможности месторождений. [12]
Проводимый анаше обводнения месторождения должен заканчиваться прогнозом дальнейшего поведения процесса обводнения с учетом фактических данных разработки месторождения и состояния текущего обводнения. При разработке рекомендаций по дальнейшему регулированию процесса обводнения залежи и ее отдельных участков, кустов и скважин должны быть учтены упругие запасы водоносного бассейна, снижения пластового давления в водоносной зоне, темпы обводнения на разных стадиях разработки, как это показано на рис. 18.15, и другие факторы и влияние обводнения на добывные возможности месторождения. [13]
Предполагается также, что основные технологические данные газодобывающего предприятия будут поступать, накапливаться и анализироваться в центральном диспетчерском пункте ( ЦДП) министерства. При этом диспетчер ЦДП может с помощью ЭВМ оперативно оценить добывные возможности месторождения и изменение технологических параметров во времени. [14]
Эти исследования показали, что во многих скважинах не дренируются отдельные высокопроницаемые и высокогазонасыщенные пропластки. В результате проведенных работ по интенсификации добычи газа ( нефтегазоконденсатные ванны и др.) на 20 - 30 % и более повысились дебиты скважин эксплуатационного фонда, увеличились общие Добывные возможности месторождения. [15]