Cтраница 1
Фонд эксплуатационных скважин составляет около 300 скважин, из них 240 скважин работают с обводненностью от 20 % и выше. Основной причиной обводненности является подтягивание контурной и подошвенной воды, а также прорыв закачиваемой воды. [1]
Фонд эксплуатационных скважин в квазиобъемной электрической модели представлен в виде укрупненных скважин. Каждая укрупненная скважина объединяет пять-шесть реальных скважин. С другой стороны, каждая укрупненная скважина воспроизводит элементарную площадь - участок залежи, на которой эти пять-шесть скважин расположены. Газовые скважины моделировались индивидуально. По большинству участков залежи сходимости модельных и промысловых перемещений контактов ( ГНК и ВНК) удалось достичь после первой корректировки параметров пласта в области водонапорной системы. [2]
Фонд эксплуатационных скважин первоочередного бурения выделяется из основного фонда эксплуатационных скважин ( выборочно, по разреженной сетке) для перевода запасов нефти из категорий С, в более высокие категории или для уточнения оставшихся невыясненными в процессе разведки деталей геологического строения нефтяной залежи. Бурение этих скважин осуществляется в первую очередь. [3]
Такой дифференцированный фонд эксплуатационных скважин позволит сократить объем опытно-промышленной эксплуатации ПХГ до 10 - 15 от общего объема в ловушках с большой и средней амплитудой и до 20 - 25Й - в малоамплитудных поднятиях; в меньшие сроки получить необходимую информацию о работе пласта и скважин и в дальнейшем ликвидировать отставание отборов газа по сравнению с освоением ловушки под газохранилище. Таким образом, для проведения опытно-промышленных работ в пласт-коллектор должно быть закачано от 100 млн м3 до I млрд мв газа, в зависимости от предполагаемого общего объема будущего ПХГ, от амплитуды ловушки и от сложности строения пласта-коллектора. При наличии излишков газа в районе создания ПХГ, закачка подобных объемов возможна за 1 - 2 сезона. [4]
В фонде эксплуатационных скважин до 1958 г. ежегодно увеличивалось число бездействующих. Количество остановленных эксплуатационных скважин по причинам, связанным с недостатками технологии добычи нефти, увеличилось за 4 года ( 1954 - 1957) с 34 до 192, по причинам, связанным с освоением скважин после бурения, - соответственно с 40 до 255 скважин. [5]
Основная часть фонда эксплуатационных скважин ( 78 %) до конца расчетного срока не будет подвержена массированному обводнению за счет подъема общего конуса подошвенных вод под кустами эксплуатационных скважин. [6]
На поздней стадии разработки фонд эксплуатационных скважин постепенно сокращается. Чтобы поддержать при этом высокие темпы отбор а жид кости, в некоторых случаях необходимо бурение дополнительных скважин, дальнейшее увеличение интенсивности системы заводнения, а также применение форсированного отбора жидкости. Эти мероприятия должны быть экономически обоснованы, так как чем выше обводненность залежи, тем ниже эффективность применения вышеуказанных методов интенсификации. Увеличение числа разрезающих рядов и очагов заводнения приводит к пропорциональному росту текущей добычи жидкости до определенного предела, после чего эффект от этого мероприятия резко снижается. Этот предел наступает тем раньше, чем выше продуктивность пластов. Добывные возможности месторождения возрастают, однако эти возможности пока реализуются не полностью по техническим причинам. [7]
Сложность строения месторождения, большой фонд эксплуатационных скважин обусловливают многообразие задач, стоящих перед исследователями. В частности, неоднократно поднимался вопрос об оценке влияния депрессий на содержание в продукции скважин жидких углеводородов С5 в. Особую актуальность этот вопрос приобретает на стадии снижающейся добычи для разработки мероприятий по максимальному извлечению конденсата. В этой связи на Уренгойском месторождении в 2003 г. были проведены комплексные исследования скважин. [8]
Уникальностью Пунгинского ПХГ является малый фонд эксплуатационных скважин - 32 скважины. Скважины характеризуются высокой суточной производительностью до 1 млн. м3 газа. [9]
Вполне правомерно рассматривать динамику фонда эксплуатационных скважин как величину, в основном зависящую от степени выработанности запасов, поскольку текущий коэффициент нефтеизвлечения является генеральным, основным, фактором, который определяет общую закономерность течения изучаемого процесса. При этом надо иметь в виду, что система внутриконтурного заводнения ( трех - или пятирядная) также влияет на темпы выхода скважин из эксплуатации. [10]
Это снижает эффективность использования фонда эксплуатационных скважин и оказывает значительное влияние на уровень текущей добычи нефти. [11]
Все эти факторы влияют на динамику фонда эксплуатационных скважин, но не изменяют основной закономерности его изменения от степени выработанности нефтяной залежи. А главное, они могут быть более или менее точно учтены при анализе фактического материала. [12]
Немаловажное значение имеет также постепенный характер обводнения фонда эксплуатационных скважин. При конкретном выборе системы нагнетания после разбуривания площади или залежи, очевидно, будет применяться не одна система размещения скважин с определенным соотношением эксплуатационных и нагнетательных скважин. При дополнительной информации о геологическом строении горизонта, полученной после бурения проектных скважин, возможно использование, например, сочетания систем ячеистой, семиточечной и обращенной семиточечной ( см. рис. 20), что позволяет наиболее полно учитывать неоднородность нефтяных пластов. [13]
Примером могут служить статистические кривые, показывающие изменение фонда эксплуатационных скважин в процессе эксплуатации залежи от накопленной добычи или расчет коэффициента падения дебита скважин, при помощи которого строят кривые дебит - время. При построении последних не вникают в физическую суть явлений, а пользуются теорией вероятностей, в частности законом одинаковых предположений, согласно которому у двух скважин, имеющих в течение двух-трех лет одинаковую добычу, и в дальнейшем изменение их дебита будет одинаковым. [14]
Для интенсификации отбора нефти из залежи предусмотрены добурива-ние оставшегося фонда эксплуатационных скважин и увеличение отбора жидкости из обводняющихся скважин с помощью погружных центробежных насосов. [15]