Cтраница 1
Продолжительность периода стабильной добычи определяется. [1]
Согласно газодинамическим расчетам по Уренгойскому месторождению продолжительность периода стабильной добычи газа снижается с увеличением уровня годовых отборов, что влечет за собой рост материальных затрат и мощностей ДКС. [2]
Вопрос об оптимальных темпах разработки нефтяных месторождений прямо связан с продолжительностью периода стабильной добычи нефти. Чрезмерно высокие темпы отбора нефти ( 8 - 12 % в год начальных извлекаемых запасов), как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, приводят к пикообразной динамике добычи нефти, что далеко не всегда оправдано. В условиях ограниченных сырьевых ресурсов более целесообразным представляется обеспечение стабильной добычи нефти в течение ряда лет, что особенно важно для крупных месторождений, определяющих уровни добычи нефти района и отрасли в целом. Продолжительная стабильная добычи нефти по месторождению способствует более рациональному использованию капитальных вложений на обустройство, созданию более благоприятных условий для ведения нормального процесса разработки. [3]
Прежде всего, по рассматриваемому нефтяному месторождению с целью поиска лучшего порядка реализации разработки может быть дополнительно рассчитано несколько вариантов реализации, различных по темпу разбуривания, по началу и продолжительности периода стабильной добычи нефти, по технологии эксплуатации обводняющихся добывающих скважин, по динамике получения и применения кредитов. [4]
Расчетные варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностью сеток скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью периода стабильной добычи. [5]
В технологическую основу проекта разработки газоконденсатной залежи с воздействием на пласт должны быть положены гидродинамические, термодинамические и технико-экономические расчеты. Исходя из них, следует определить по каждому конкретному объекту годовые отборы газа и конденсата, продолжительность периода стабильной добычи газа и конденсата ( до прорыва нагнетаемого агента в добывающие скважины), продолжительность всего периода разработки месторождения и коэффициент извлечения конденсата из пласта. Эти расчеты следует производить с учетом геологопромьюловой характеристики объекта и технологических особенностей метода воздействия на пласт. [6]
Если прежде в системе оценки вариантов разработки газовых месторождений преобладал технократический подход, реализующий административно-заданный отбор, то сейчас при развитии рыночных отношений приоритет смещается к технико-экономическим ресурсосберегающим решениям. Причем важнейшими взаимосвязанными и определяющими параметрами, подлежащими оптимизации по конечным результатам производства, являются уровень годовых отборов и продолжительность периода стабильной добычи газа. [7]
В каждом проектном документе составляется несколько вариантов разработки месторождения, различающихся очередностью ввода в разработку и темпами разбуривания месторождения. Варианты могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей ( блоков) разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностями сеток скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью периода стабильной добычи. [8]
Видно, что промышленная разработка по вариантам заканчивается при достижении одинакового давления на устье скважин, равном 1 77 МПа. При этом коэффициенты газоотдачи, подсчитанные с учетом отборов газа до выхода на постоянную добычу, варьируют от 0 7640 по варианту I до 0 7513 по варианту VI. Продолжительность периода стабильной добычи ( с учетом периода нарастающих отборов) выдерживается по варианту I на протяжении 13 лет, по варианту II 7 лет, по варианту III 6 лет, по варианту IV 4 года, по варианту V около 3 лет, по варианту VI 1 год. [9]