Cтраница 1
Количество резервных скважин определяется следующим образом. [1]
Количество резервных скважин намечается в целях увеличения нефтеотдачи и определяется из условий заданного прироста текущей и конечной нефтеотдачи. В комплексной схеме разработки определяется лишь количество резервных эксплуатационных и нагнетательных скважин без установления их местоположения. В комплексном проекте разработки определяется как число, так и местоположение резервных скважин. [2]
В зависимости от степени неоднородности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, плотности сетйи основного фонда скважин количество резервных скважин может изменяться в весьма, широких пределах: от нескольких процентов по отношению к основному фонду до числа сопоставимого, а иногда и большего, чем число скважин основного фонда. [3]
В зависимости от степени неоднородности пласта, соотношение вяз-костей нефти и воды, плотности ( или средней плотности) сетки основного фонда скважин количество резервных скважин может изменяться в весьма широких пределах: от нескольких процентов по отношению к основному фонду до числа сопоставимого, а иногда возможно даже и большего, чем число скважин основного фонда. [4]
С учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов, их прерывистости, свойств пластовых жидкостей, плотности основных сеток скважин, принятых для них коэффициентов охвата процессом вытеснения обосновывается количество резервных скважин. [5]
Подготовка геолого-промысловой и технико-экономической основы для проектирования разработки: анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов; анализ текущего состояния разработки и эффективности применяемых методов повышения неф-теизвлечения, включающий характеристику структуры фонда скважин и их текущих дебитов, динамику технологических показателей прошедшего периода разработки, поведения пластового давления в зонах отбора и закачки, состояния выработки запасов нефти из пластов, эффективности реализуемой системы разработки; обоснование расчетных геолого-физических характеристик, принятых для расчета технологических показателей разработки и оценка степени идентификации параметров математических моделей реальным пластам по данным истории разработки; обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам продуктивных горизонтов и пластов; обоснование выбора расчетных вариантов разработки и исходных характеристик, включающее обоснование принятой методики прогноза технологических показателей разработки; рабочих агентов для воздействия на пласт, охвата процессом вытеснения; количества резервных скважин; обоснование нормативов капиталовложений и эксплуатационных затрат, принятых для расчетов экономических показателей. [6]
В начальный период разработки эксплуатационный объект разбуривают при сравнительно редкой равномерной сетке скважин, расположенных рядами вдоль наступающего фронта воды. После разбуривания объектов по равномерной сетке проектом предусматривается некоторое количество резервных скважин для обеспечения проектной нефтеотдачи и намеченного уровня добычи нефти и создания неравномерной сетки в соответствии с неоднородностью пластов. [7]
Промысловым опытом доказано, что показатели разработки обширных водонефтяных зон с самостоятельной сеткой скважин и автономным внутриконтурным заводнением значительно лучше аналогичных показателей, достигаемых при законтурном заводнении. Эффективность разработки обширных водонефтяных зон может быть повышена за счет применения различных методов изменения направления потоков, циклического заводнения и других методов регулирования. При этом вопросы обоснования плотности сетки скважин, количества резервных скважин, условий отключения обводненных скважин и частей пласта, технического обеспечения подъема больших объемов жидкости должны решаться с учетом опыта разработки нефтяных залежей на поздней стадии с применением заводнения. [8]
Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объекта по последнему утвержденному проектному документу. С принятием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются. При этом приводятся: максимальная годовая добыча нефти ( газа), жидкости и годы их достижения: максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения; основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; количество резервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин в год достижения максимальной добычи нефти ( газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин; средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти ( газа) на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воздействия; основной способ эксплуатации скважин. [9]