Проектный фонд

Cтраница 3

Арланское месторождение в зоне работ НГДУ Арланнефть разрабатывается 45 лет, практически разбурено проектным фондом скважин и, казалось бы, изучено досконально. [31]

Эксплуатационный фонд по месторождению составил 406 скважин, нагнетательный - 85 скважин при проектном фонде соответственно 686 и 248 скважин. [32]

При расчете добычи нефти в планируемом периоде по месторождениям, для которых предусматривается добуривание проектного фонда скважин, показатели qt, / H t принимаются по проекту разработки с учетом корректировки фактической реализации проекта во времени. [33]

На основании положительного опыта разработки залежи нефти турнейского яруса Татышлинского месторождения системой ГС и по причине отсутствия проектного фонда скважин для бурения на отложениях башкирского яруса Югомашевского месторождения в пределах менее 3-метровой изопахиты геологическими службами НГДУ Краснохолмскнефть и АНК Башнефть было принято решение о разработке ГС залежи нефти башкирского яруса Югомашевского месторождения. [34]

Ввод месторождений в разработку. [35]

Основной объем буровых работ приходится на Нивагальское и Урьевское месторождения, на которых предстоит пробурить 60 % оставшегося проектного фонда. [36]

После проведенных расчетов возникает непривычный парадоксальный вопрос: во сколько раз надо было разредить проектную сетку скважин и уменьшить проектный фонд скважин, чтобы достигнуть реальной максимальной нефтеотдачи пластов, чтобы для выполнения плановой добычи нефти требовалось работать со всем фондом скважин и были найдены необходимые экономические средства, достаточные для своевременного подземного и капитального ремонта скважин. [37]

Таким образом, основная добыча нефти обеспечена из месторождений, находящихся в стадии падающей нефти и характеризующихся высокой степенью разбуренности проектного фонда скважин, выработкой запасов основных высокопродуктивных пластов и высокой обводненностью добываемой продукции. Однако, несмотря на это, месторождения, находящиеся в поздней и завершающей стадии разработки, играют определяющую роль в динамике добычи нефти в 1999 году, и вплоть до 2005 года. [38]

Эффективность плотности сетки скважин анализируется при нефтеотдаче 0 3, так как при ее достижении на месторождениях полностью заканчивается бурение всего проектного фонда скважин, что дает возможность экономически оценить сетку скважин в зоне разбури-вания, предусмотренную в проектах разработки. [39]

В процессе разработки практически всех газовых залежей зафиксирован рост их дренируемого объема, в связи с чем устойчивые во времени оценки запасов газа методом падения давления были получены лишь после введения в работу практически всего проектного фонда добывающих скважин и после отбора обычно не менее 10 - 20 % запасов газа, фиксируемых к концу разработки. [40]

На втором и последующих этапах проектирования разработки нефтяной залежи вполне естественно уменьшается неточность определения амплитудного дебита, поскольку влияние неоднородности и прерывистости пластов уже оценено по работе большого числа скважин, уже существует и эксплуатируется значительная часть всего проектного фонда скважин. На таких этапах проектирования заметной становится неточность определения начальных извлекаемых запасов нефти. Соответственно в это время обычно проводят работы по пересчету и уточнению запасов нефти. [41]

Подготовка опытного участка к эксперименту началась во второй половине 1965 г. На южном поле были пробурены 22 уплотняющие эксплуатационные скважины, на северном поле - 8 эксплуатационных скважин для исправления плотности сетки, на восточном поле-5 эксплуатационных скважин проектного фонда. Кроме того, в западном нагнетательном ряду опытного участка было пробурено 9 скважин. [42]

Подготовка опытного участка к эксперименту началась во второй половине 1965 г. На южном поле были пробурены 22 уплотняющие эксплуатационные скважины, на северном поле - 8 эксплуатационных скважин для исправления плотности сетки, на восточном поле - 5 эксплуатационных скважин проектного фонда. Кроме того, в западном нагнетательном ряду опытного участка было пробурено 9 скважин. [43]

На начало 1976 г. по проектной сетке пробурены 123 эксплуатационные скважины. Проектный фонд не реализован в связи с продвижением контуров нефтеносности. Результаты бурения оценочных скважин свидетельствуют о нецелесообразности разбуривания заводненной зоны. Остальной фонд проектных скважин намечается пробурить в последующие годы с переносом их в зону предполагаемого стягивания контуров нефтеносности. [44]

Крым-Сарайский участок График разработки. [45]

Страницы: 1 2 3 4