Добывающий фонд

Cтраница 3

Попутно добываемая вода в добывающих скважинах появилась на втором году разработки. Значение обводненности росло по мере увеличения объемов закачки. На восьмом году разработки резко сократился добывающий фонд и снизили объемы закачки. Данные мероприятия позволяют снизить обводненность продукции. [31]

Для проведения эксперимента была выбрана зона КНС-1. За счет установки штуцеров обеспечена режимная закачка, среднее давление на устье скважин возросло с 70 до 100 атм. В работе проведен подробный анализ влияния каждой нагнетательной скважины на добывающий фонд, представлено сопоставление изменения добычи нефти и динамических уровней по месяцам в зависимости от перераспределения закачки. [32]

Стратиграфический разрез отложений, вскрытый скважиной Алеф-1. [33]

Отбор и закачка воды осуществляется по закрытой системе, которая позволяет предотвратить попадание кислорода воздуха в закачиваемую воду. Основные геолого-физические и физико-химические характеристики, а также основные свойства закачиваемых вод приведены в диссертационной работе. В 2000 году на месторождении Алеф по пласту 4П в действующем добывающем фонде 37 скважин, 8 нагнетательных скважин. [34]

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение ( ОНГКМ), открытое в 1966 г., уникально как по своим физическим параметрам ( высокое пластовое давление, составляющее в начале эксплуатации 20 6 МПа, пластовая температура до 369 К), так и по содержанию в составе агрессивных компонентов, таких как сероводород и углекислый газ. Максимальный объем добычи 48 72 млрд. м3 достигнут в 1981 г. при добывающем фонде 437 скважин. Рабочее давление на устье скважин изменяется в настоящее время от 5 9 до 12 0 МПа, адебиты-от 76 до 875 тыс. м3 / сут. Эксплуатация месторождения связана с определенными трудностями, обусловленными значительным снижением пластового давления в зонах ряда УКПГ, отложениями солей, внедрением воды в наиболее продуктивные зоны месторождения. [35]

Первая серия расчетов проведена на фактическое состояние. Анализ результатов показал, что при сезонном снижении добычи газа более 30 % добывающего фонда эксплуатируются с дебитами ниже минимально допустимого и часть шлейфов работают со скоростями газа менее 2 м / с. Это приводит к постоянным продувкам скважин и использованию поверхностно-активных веществ для интенсификации добычи. [36]

В первую очередь на месторождениях в эксплуатацию вводились пласты группы БВ и группы АВ, гораздо позднее пласты ЮВ. Пласты ачимовской толщи находятся в пробной эксплуатации или вовсе не разбурены. В настоящее время большая часть ( 55 %) добычи нефти приходится на группу АВ, здесь работает больше половины ( 52 %) скважин добывающего фонда. На группу БВ приходится 29 % годовой добычи нефти и работает 33 % скважин. [37]

Были обработаны статистические данные по отказам и восстановлениям скважин и оценены основные параметры надежности как для ОГКМ в целом, так и для каждой УКПГ. Фонд добывающих скважин разбили на две группы - действующие и бездействующие. В табл. 6.1 приведены результаты обработки статистических данных по всему фонду добывающих скважин, а в табл. 6.2 - только по фонду действующих скважин. Из табл. 6.1 видно, что среднее время простоя одной скважины добывающего фонда характеризуется относительным постоянством. Оно почти не изменяется по годам и составляет в среднем 16 5 % всего календарного времени. Оценки среднего времени безотказной работы и восстановления скважины позволяют рассчитать основную характеристику надежности скважин - коэффициент готовности, численно равный вероятности ее безотказной работы. [38]

Убинское месторождение разрабатывается с 1973 г. История разработки месторождения можно условно разделить на два периода. Первый период разработки характеризуется малочисленным фондом добывающих скважин. Закачка воды в пласт ведется с третьего года разработки. Период характеризуется более многочисленным добывающим фондом. [39]

Распределение фонда скважин по дебитам нефти и обводненности, объект K Bi.| Распределение фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности, объект ЮВ-i.| Применение методов повышения нефтеотдачи пластов.| Динамика добычи нефти и. [40]

На Урьевском месторождении гидроразрыв пласта применяется с 1994 года. К этому времени были остановлены все, кроме одной, добывающие скважины объекта ЮВ. По объектам ABi 2 и БВю годовые уровни добычи нефти также снижались, темпы падения непрерывно росли. Всего на месторождении проведено 130 скважино-операций ( 93 - по объекту ABi. БВю, 22 - по ЮВД в результате которых получено дополнительно 705 тыс. т нефти, что составляет 1 % от накопленного отбора по месторождению. ГРП провели в половине скважин добывающего фонда, в результате чего годовая добыча увеличилась в 7 раз, а к настоящему времени дополнительно добыли 75 % нефти. По объекту БВ10 ГРП провели в 75 % скважин, в результате чего годовая добыча увеличилась на 60 %, а к настоящему времени дополнительно добыли 30 % нефти. [41]

Страницы: 1 2 3