Компенсация - отбор
Cтраница 2
 |
Схема расположения скважин Орлянского месторождения. [16] |
Расчеты, проведенные на основании динамики пластовых давлений и компенсации отбора закачкой по куполам, свидетельствует о том, что перетоки между куполами незначительны. Это позволяет рассматривать купола как самостоятельные объекты, поэтому при анализе разработки месторождение условно разделено на два поля ( северное и южное) линией, проходящей через скв. [17]
В меньшей степени на КИЗ влияют жесткость системы заводнения и компенсация отбора закачкой, поскольку их коэффициенты регрессии незначительны. [18]
 |
Сравнительная характеристика показателей разработки участков геолого-промысловых исследований по месторождениям.| Сравнительные технологические показатели участков исследований. [19] |
При этом по участку отмечается более высокая жесткость заводнения и меньшая компенсации отборов закачкой. [20]
Иногда при наличии на месторождении газовой шапки потери нефти даже при условии компенсации отбора вторжением воды из законтурной области могут явиться следствием чрезмерного отбора газа из газовой шапки и вторжением нефти в нее. [21]
При определении вариантов способа частичного поддержания пластового давления важное значение имеет степень компенсации отбора газрконденсатной смеси из залежи за счет нагнетания части отсепарированного газа, которая характеризуется так называемым коэффициентом возмещения Квоз. [22]
Карбонатные пласты турнейского яруса разрабатывались при естественном режиме истощения пластовой энергии, а компенсация отбора закачкой воды производится пока только по отдельным очагам. [23]
Для сокращения отбора попутной воды необходимо стремиться к тому, чтобы на завершающей стадии разработки компенсация отбора жидкости закачкой воды не превышала 100 %, а средневзвешенное пластовое давление уменьшилось бы до начального. Для этого необходимо, например для эксплуатационных объектов Туймазинского и Шкаповского месторождений, в первую очередь, сократить или прекратить нагнетание воды в законтурную часть. На залежах, разрабатываемых при естественном водонапорном режиме, например в случае с пластом Д-IV Серафимовского месторождения, сокращение ВНФ рекомендуется осуществлять путем регулирования отбора жидкости. [24]
Стабилизация пластового давления в разрабатываемых верхнемеловых залежах ЧИАССР обычно достигается при 80 - 90 % компенсации отбора жидкости ( в пластовых условиях) нагнетаемой воды. [25]
Внедрение нестационарного заводнения на месторождениях, вступивших в позднюю стадию с высокой обводненностью продукции, выравнивает компенсацию отбора жидкости из пласта закачкой воды. На многих месторождениях Урало-Повол - жья этот показатель оказывается завышенным. [26]
Для терригенных пластов бобриковского горизонта наряду с существованием аналогичных, уже описанных для девонских залежей нефти сложностей разработки компенсация отбора заводнением была проведена с запозданием. [27]
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. [28]
Техника и технология ППД закачкой воды связана с некоторыми понятиями и определениями, которые характеризуют процесс, его масштабы, степень компенсации отборов закачкой, сроки выработки запасов, число нагнетательных и добывающих скважин и др. К числу таких характеристик относится количество нагнетаемой воды. [29]
Увеличение фонда нагнетательных скважин с низкой приемистостью, вовлечение в разработку участков со слабопроницаемыми коллекторами, повышение требований к технике и технологии компенсации отборов закачкой воды в продуктивные пласты на современном этапе коренным образом изменили требования к самой системе поддержания пластового давления и процессам, связанным с регулированием разработки нефтяных площадей. [30]
Страницы: 1 2 3 4