Де-бита - скважина
Cтраница 3
 |
Схема строения и дренирования продуктивных отложений ОГКМ.| Зависимости flz ( p - / [ бдоб ( 1 для месторождений типа Оренбургского. [31] |
Основные запасы газа ( и других компонентов) приурочены к низкопроницаемым разностям. Путями фильтрации газа к скважинам служат суперколлекторы. Они предопределяют значительные де-биты скважин. Вследствие малости запасов газа в суперколлекторах давление в них быстро должно было бы стремиться ( условно) к атмосферному. [32]
В процессе эксплуатации нефтяных пластов происходит изменение величины пластового давления и его распределение по площади. Все это оказывает различное влияние как на начальные, так и на текущие де-биты скважины и вместе с тем на общую текущую добычу нефти. [33]
В настоящее время применяются различные технологические схемы сбора нефти и газа при разных местных условиях и сетках размещения скважин. В зависимости от их выбора могут оказаться оптимальными различные технологические схемы ГПНУ. При составлении проекта обустройства необходимо также учитывать, что при разработке месторождения изменяются состав продукции и де-биты скважин. Особенно большое значение имеет обводнение скважин, которое является причиной образования нефтяных эмульсий, обладающих большой вязкостью и стойкостью, что затрудняет транспортирование и подготовку продукции скважин. [34]
Как указывалось выше, наиболее эффективны при извлечении нефти из пластов напорные режимы. Однако естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Кроме того, при разработке месторождений энергии пласта недостаточно для того, чтобы вытолкнуть всю нефть на поверхность; де-биты скважины резко снижаются, и разработка месторождения закрывается на многие годы. [35]
Этот период характеризуется развертыванием работ сразу на огромной территории, потребовавшим комплексного решения многих вопросов. Более сложное геологическое строение месторождений угленосной свиты, высокая вязкость нефти в пластовых условиях, более низкие в сравнении с девонскими месторождениями де-биты скважин, ограниченность материальных, трудовых ресурсов, а также средств на капитальные вложения потребовали поиска и осуществления более эффективных технологических и технических решений и централизации управления всем комплексом работ. С этой целью для месторождений угленосной свиты были составлены комплексные проекты обустройства, лимитирующие капитальные вложения по всем направлениям обустройства. [36]
Пластове-норовые воды распространены в отложениях пестроцветной формации мела и спорадически - - в отложениях палеогена. Водовмещающими породами являются конгломераты, кварцевые песчаники, пески и галечники, переслаивающиеся с глинами. Здесь они обладают местным напором, величина которого над кровлей водоносных слоев изменяется от 3 8 - 6 до 25 м и более. Удельные де-биты скважин составляют 0 05 - 0 5 л / с. Воды преимущественно солоноватых хлоридно-сульфатные натриевые или кальциево-натрневые. [37]
Добычу нефти определяют по следующим семи районам. Следует учесть, что разведанность недр далеко не равномерна, и существуют обширные районы, еще практически не затронутые разведкой. Наиболее изучены недра США, на территории которых за все время существования нефтедобывающей промышленности пробурено более миллиона скважин. Дебиты скважин в нефтедобвшающих странах мира различны. Так, например, в США, крупной нефтедобывающей стране, средние де-биты скважин очень малы и составляют 2 2 м3 / сут ( 1980 г.), а в странах Среднего Востока, особенно примыкающих к району Персидского залива, дебиты скважин достигают 750 - 2000 т / сут. По остальным нефтедобывающим странам средние дебиты составляют 12 - 25 т / сут на скважину. [38]
Добычу нефти определяют по следующим семи районам. Следует учесть, что разведанность недр далеко не равномерна, и существуют обширные районы, еще практически не затронутые разведкой. Наиболее изучены недра США, на территории которых за все время существования нефтедобывающей промышленности пробурено более миллиона скважин. Дебиты скважин в нефтедобывающих странах мира различны. Так, например, в США, крупной нефтедобывающей стране, средние де-биты скважин очень малы и составляют 2 2 мэ / сут ( 1980 г.), а в странах Среднего Востока, особенно примыкающих к району Персидского залива, дебиты скважин достигают 750 - 2000 т / сут. По остальным нефтедобывающим странам средние дебиты составляют 12 - 25 т / сут на скважину. [39]
Главное отличие заключается в том, что в первом случае обязательно имеется, кроме основного уравнения, дополнительное условие ( критерий), который в математической форме выражает цель управления, заданную человеком. Критерий представляет собой обычно функционал, в который непременно входят функции состояния. Например, при разработке месторождения при газовом режиме может быть поставлена цель найти такие управляющие воздействия ( де-биты скважин), чтобы за вполне определенный промежуток времени распределение пластового давления в месторождении стало более равномерным. В этом случае смысл математического выражения для описания поставленной цели может, например, заключаться в том, чтобы отыскивать такие дебиты по скважинам и группам скважин, удовлетворяющие, естественно, всем физическим ограничениям, которые в конце заданного периода сделали бы минимальной сумму квадратов разностей между средним по объему пластовым давлением и пластовым давлением по каждой скважине. [40]
Увеличение темпа падения пластового давления приводит к более интенсивному расширению защемленного газа и его лоступлению в продукцию скважин. Это естественно, так как для всех вариантов принято одинаковое условие окончания разработки. За уменьшающиеся промежутки времени отбираются одинаковые количества газа. Годовой отбор газа из обводнившихся скважин оказывается пропорциональным темпу отбора воды. На рис. 1.28 показаны зависимости изменения во времени годового отбора газа из обводнившихся скважин при различных де-битах скважин по воде. [41]
Страницы: 1 2 3