Cтраница 1
Компенсация отбора закачкой составляет: текущая - 193 %, накопленная - 211 %, В последние годы наметилась тенденция к сокращению отставания фактических значений в годовой добыче нефти от проектной. Это, в первую очередь, связано с выводом из бездействия нескольких высокодебитных скважин и обеспеченностью компенсации жидкости закачкой воды. [1]
Для компенсации отбора газа из газовой шапки необходимо закачивать в скважины воду с таким же темпом. [2]
О компенсации отбора жидкости закачкой воды по полям более достоверно судить по поведению пластового давления. Судя по кривым среднего пластового давления по зонам отбора ( рис. 10), отбор жидкости на южном и северном полях в течение эксперимента практически компенсировался закачкой воды. [3]
Если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды по объекту ( участку) меньше 100 %, то для покрытия дефицита закачки воды нормы закачки устанавливают технологическим режимом работы нагнетательных скважин больше нормы текущих отборов жидкости на 30 - 50 % и более, исходя из производительности применяемого для закачки воды оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин. [4]
Динамика компенсации отбора жидкости закачкой воды по объектам Татарстана и Башкортостана представлена на рис. 6.6. Из рисунка видно, что наиболее высокая компенсация отбора жидкости закачкой воды достигнута в первой стадии разработки до отбора 8 - 10 % начальных балансовых запасов. [5]
При достаточной компенсации отборов нефти закачкой на каком-либо участке в неразбуренной части пласта формируется стационарное поле давления, размер которого, как правило, хотя и отличается от первоначального, но тем не менее слабо меняется во времени. И для вводимых в эксплуатацию скважин неразбуренной части пласта, если предварительно известно в них пластовое давление, учет интерференции будет проводиться по ограниченному числу скважин. [6]
Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации. [7]
Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации. [8]
Если имеется дефицит в компенсации отбора жидкости закачкой воды по объекту ( участку), то для его покрытия нормы закачки устанавливаются в технологическом режиме работы нагнетательных скважин больше суммы норм текущего отбора жидкости на 30 - 50 % и более, исходя из мощности применяемого для закачки воды оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин. [9]
Для определения необходимой величины компенсации отбора жидкости из пласта закачкой вводится коэффициент текущей компенсации ( ггц. [10]
В Башкортостане в девонских отложениях наиболее высокие компенсации отбора жидкости закачкой воды в основной период разработки вплоть до текущей нефтеотдачи 40 % отмечаются на залежах нефти пластов Д-I и Д-IV Шкаповского месторождения. Компенсация отбора жидкости закачкой воды по пласту Д-IV, начиная с 1965 года при текущей нефтеотдаче 27 %, заметно превышает компенсацию по горизонту Д-I. Это обусловлено тем, что приемистость нагнетательных скважин в нижележащем пласте на 20 - 25 % оказалась выше. Учитывая, что на Серафимовском месторождении основной объем воды закачивался через законтурные нагнетательные скважины, то влияние заводнения на обводнение продукции этого месторождения оказалось значительно ниже, чем на Шкаповском месторождении. [11]
Несмотря на меньший фонд нагнетательных скважин, компенсация отбора закачкой составляет: текущая - 107 %, накопленная - 121 %, что связано с высокой приемистостью нагнетательных скважин. Разработка объекта происходит с небольшим превышением фактических показателей над проектными при более меньшем фактическом фонде добывающих скважин. Это объясняется высокими фактическими дебитами скважин и пониженной, по сравнению с проектом, обводненностью продукции скважин. При дальнейшей разработке данного объекта необходимо вывести из бездействия добывающие и нагнетательные скважины и, по возможности, рассмотреть вопрос о разукрупнении объекта. [12]
При внутриконтурном заводнении, как правило, для компенсации отбора закачкой применяется более высокое давление нагнетания, чем при законтурном, что связано с проявлением фазовых проницаемос-тей при закачке пресных вод в чисто нефтяную зону. [13]
Последнее, очевидно, связано с изменением условий компенсации отборов закачкой. Эффект, оцененный по характеристикам вытеснения, составил 10 36 тыс. т нефти. [14]
При этом определенная часть закачки газа идет на компенсацию отбора закачанного газа и фактически расходуется вхолостую. [15]