Cтраница 2
На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды ( или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления. [16]
В основном газовые факторы оставались постоянными в течение первых 8 лет возврата газа в пласт, а затем возник заметный подъем газового фактора вслед за увеличением количества нагнетательных скважин в юго-западной части месторождения, где продуктивный горизонт не представлен оолитовым известняком. [17]
Недостатком способа заводнения при давлении выше давления насыщения по сравнению с началом заводнения после некоторого периода добычи на режиме растворенного газа является то, что требуются более высокие давления нагнетания при одинаковых расходах воды и количества нагнетательных скважин. [18]
Недостатком способа заводнения при давлении выше давления насыщения, по сравнению с началом заводнения после некоторого периода добычи на режиме растворенного газа, является то, что требуется более высокое давление нагнетания при одинаковых расходах воды и количестве нагнетательных скважин. [19]
При сравнении и опенке отдельных вариантов разработки этого объекта с разной плотностью сетки скважин предполагается, что все другие элементы системы разработки его остаются неизменными, и в экономических расчетах используются только наиболее общие, необходимые для этих расчетов данные по закачке воды, количеству нагнетательных скважин, давлению нагнетания и некоторые другие, рассчитанные как средние по фактическим данным используемых объектив. [20]
Капитальные вложения в строительство объектов по сбору и транспортировке нефти, комплексной автоматизации технологических процессов, водоснабжению промышленных объектов, электроснабжению, связи и в базы производственного обслуживания определяются умножением удельных капитальных затрат по соответствующему направлению на количество нефтяных скважин, вводимых из бурения, а в заводнение нефтяных пластов - на количество нагнетательных скважин. [21]
Для анализа, прогноза и регулирования процесса разработки по каждой скважине необходимо иметь следующий перечень геолого-промысловой информации, которая должна передаваться в службу обработки информации НГДУ ( и при необходимости - в территориальный НИПИ): 1) коэффициент начальной нефтена-сыщенности; 2) отметку водонефтяного контакта; 3) отметку выделенной подошвы, кровли, прослоев пласта; 4) обобщенную геологическую колонку; 5) коэффициент пористости; 6) коэффициент вытеснения; 7) коэффициент проницаемости; 8) коэффициент сжимаемости жидкости, породы; 10) вязкость жидкости, газа, нефти в пластовых условиях; 11) перфорированную мощность пластов или длину фильтра; 12) диаметр пуль или отверстий перфорации; 13) общее число прострелянных отверстий на 1 м; 14) глубину проникновения пули в пласт; 15) расстояние между скважинами; 16) изменение давления в подъемных трубах; 17) эталонную кривую гидропрослушивания; 18) изменение давления на буфере и в затрубном пространстве; 19) время проведения исследования; 20) давление на забое скважины; 21) дебит скважины в пластовых условиях; 22) пластовое давление; 23) уровень в скважине при механизированной добыче; 24) газосодержание пластовой нефти; 25) количество эксплуатационных скважин, в том числе действующих; 26) плотность нефти и воды; 27) объемный коэффициент пластовой нефти; 28) дебит жидкости в поверхностных условиях за время замера; 29) количество воды в отобранной пробе жидкости ( в %); 30) дату появления воды в добытой жидкости; 31) расход воды в нагнетательной скважине; 32) количество нагнетательных скважин, в том числе действующих. [22]
Численность персонала цеха ППД зависит от количества нагнетательных скважин и их размещения на нефтяном месторождении, ибо это определяет протяженность магистральных и разводящих водоводов, количество и мощность кустовых насосных станций. Количество нагнетательных скважин и их размещение на месторождении устанавливаются технологическойчастью проекта разработки. Основная часть рабочих в цехах ППД занята на участках закачки и водоподготовки; на освоении и подземном ремонте нагнетательных скважин 5 - 1094; на ремонтный и прочий персонал приходится 15 - 20 % всех рабочих. [23]
В декабре 1944 г. начали нагнетать воздух через две скважины. К 1947 г. количество нагнетательных скважин было доведено до 16, причещ девять из них были пробурены заново. Эти скважины более или менее равномерно распределены среди эксплуатационных. Таким количеством нагнета -, тельных скважин удалось охватить процессом до 80 % всех эксплуатацией - ных скважин. [24]
ИНТЕНСИВНАЯ СИСТЕМА НАГНЕТАНИЯ - применяется при площадном заводнении. Интенсивность заводнения определяется количеством нагнетательных скважин, приходящихся на одну эксплуатационную скважину. [25]
Зачастую количество нагнетательных скважин считается функцией количества добывающих скважин, а объемы закачки воды - функцией объема добычи жидкости. В этом случае удельные нормативы затрат, зависящие от количества нагнетательных скважин, определяются на одну добывающую скважину, а удельные нормативы, зависящие от объема закачки воды, - на единицу добычи жидкости. [26]
В отличие от метода площадной закачки газа, равномерно на площади располагаются эксплуатационные скважины, а нагнетательные скважины окружают их со всех сторон. При такой расстановке окважин процесс протекает более интенсивно, так как количество нагнетательных скважин или равно количеству эксплуатационных или превышает его в два-три раза, в зависимости от сетки расстановки скважин. [27]
С этой целью в технологических проектных документах на разработку этих залежей, наряду с другими технологическими показателями, устанавливаются уровни отбора газа из газовой шапки через газовые скважины, обосновываются требования к конструкциям газовых скважин, условиям вскрытия нефтяной части пласта ( расстояние между интервалом перфорации и ГНК), специальные методы и способы контроля и регулирования, при необходимости намечается фонд контрольных скважин с перфорированными эксплуатационными колоннами. Для этих месторождений при наличии условий и необходимости применения барьерного заводнения составляется проект ( раздел проекта), в котором обосновываются местоположение барьерного ряда и количество нагнетательных скважин в нем, порядок и очередность их освоения, сроки создания барьера, методы контроля и регулирования, величины отбора газа из добывающих скважин, расположенных в зоне барьерного заводнения. Эксплуатация нефтяных скважин, в которые произошел аварийный прорыв газа по пласту или по заколонному пространству, запрещается. [28]
Применение этого метода возможно при своевременном бурении определенного количества специальных нагнетательных скважин. В отличие от других методов ( например, обратной закачки газа) эти скважины в поздней стадии разработки не могут быть использованы как эксплуатационные. Количество нагнетательных скважин в основном зависит от темпа разработки газо-конденсатной зоны. Чем больше планируемый отбор газа из пласта, тем больше нужно нагнетательных скважин. Это ограничивает возможность осуществления больших отборов газа из газокон-денсатной зоны, поскольку связано с большими капитальными затратами. Поэтому применение этого метода требует снижения темпов разработки газоконденсатной части залежи, что не всегда приемлемо. [29]
Фонд скважин каждого действующего эксплуатационного объекта, месторождения и предприятия в целом находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на 1 и II стадиях разработки оно постепенно возрастает, на III и IV-уменьшается. Количество нагнетательных скважин по мере развития системы заводнения возрастает. Скважины могут переходить из одной группы в другую. Так, при внедрении внутриконтурного заводнения первое время часть нагнетательных скважин может использоваться в качестве добывающих. При разрезании залежей рядами нагнетательных скважин практикуют освоение на первом этапе нагнетательных скважин под закачку через одну, а промежуточные нагнетательные скважины временно используют в качестве добывающих. Форсированная добыча нефти из последних способствует перемещению поступающей в пласт воды вдоль линии разрезания. С целью постепенного развития системы заводнения для улучшения воздействия на участки залежи, недостаточно вовлеченные в разработку, практикуют перевод части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. [30]