Видео:Разработка нефтяных месторождений подразумевает использование ППД (заводнение пласта) для добычиСкачать
Добыча нефти и газа
Видео:размещение скважин по площади нефтяного месторождения залежиСкачать
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Видео:Практика 6 Размещение скважинСкачать
Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов
Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвол ьной формы.
Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещения эксплуатационный нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности.
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:
1) равномерное по квадратной или треугольной сетке (рис.5.2); 2) батарейное (рис. 5.3); 3) линейное по “цепочке” (рис. 5.4); 4) в сводовой части залежи (рис. 5.5); 5) неравномерное (рис. 5.6).
В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников 9рис.5.2б) или углах квадратов (рис.5.2а). Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геологофизическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. В неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах при равномерном размещении скважин соблюдается постоянство отношения дебита скважины к запасам газа в удельном объеме дренирования, т.е.
,
где qi дебит i ой скважины; aWi газонасыщенный объем дренирования i ой скважины.
Таким образом, при равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления р/z в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи в целом.
Недостаток равномерной системы расположения скважин увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.
Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых (рис. 5.3) или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса (закачка газа) или закачки в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить заданный температурный режим системы пласт-скважина-промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием гидратов природного газа.
При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.
Линейное расположение скважин по площади газоносности (рис.5.4) обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.
Размещение скважин в сводовой части залежи (рис.5.5) может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.
На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности (рис.5.6). Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин.
При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи. 
Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины.
Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным уменьшение капитальных вложений в строительство скважин, сроков строительства скважин, общей .протяженности промысловых дорог, сборных газо-и конденсатопроводов, ингибиторопроводов,. водопроводов, линий связи и электропередач.
Наблюдательные скважины (примерно 10% эксплуатационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушение в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта; изменении давления; температуры и состава газа; перемещении газоводяного контакта; газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта; направлении и скорости перемещения газа в пласте.
При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.
При закачке в пласт газообразного рабочего агента (как правило, сухого газа) нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента (как правило, воды) нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, эксплуатационные в повышенной, купольной.
При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим .агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.
Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин.
Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 1200м, а между добывающими 400 800м.
Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.
Твердотопливные котлы в Украине котлы в Украине
Полное описание первых признаков и выраженных симптомов при гепатите В здесь
Видео:Тема 9. Системы разработки месторождений нефти и газа .Скачать
Система расстановки скважин, основные характеристики.
Система расстановки скважин (СРС)- характеристика расположения скважин на месторождении, при котором достигается оптимальное значения технических и технологических параметров, обеспечивающих максимальную прибыль при минимальных затратах.
Расположение нефтяных скважин на структуре выбирают, ис- ходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения контур- ных и подошвенных вод в процессе разработки залежи. Система заводнения определяется взаимным расположением забоев добы- вающих и нагнетательных скважин и контуров нефтеносности. Скважины размещают по равномерной или по неравномерной сет- кам. В зависимости от схемы поддержания пластового давления возможны варианты законтурного, внутриконтурного или площад- ного заводнения. При законтурном заводнении вода нагнетается в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Добывающие сква- жины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, парал- лельными контуру. 
Наиболее благоприятными объектами для осу- ществления законтурного заводнения являются пласты, сложенные однородными песками или песчаниками с хорошей проницаемо- стью и не осложненные тектоническими нарушениями. Законтурное заводнение в пластах, сложенных известняками, не всегда может дать положительные результаты, так как в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин. При внутриконтурном заводнении поддержание или восста- новление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В России при- меняют следующие виды внутриконтурного заводнения: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные пло- щади или блоки самостоятельной разработки, очаговое заводнение, площадное заводнение. 39 Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные пло- щади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной систе- ме (рис. 3.6)
На средних и небольших по размеру залежах применяют попе- речное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение) с размещением между двумя нагнетатель- ными рядами не более 3–5 рядов добывающих скважин. При высо- кой продуктивности оправдали себя пятирядные системы, при средней и малой – соответственно трехрядные и однорядные. С целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений применяют схемы оча- гового и избирательного заводнения, в этом случае нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с приня- той упорядоченной системой разработки, а на отдельных выбороч- ных участках пластов. Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной за- качкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Наиболее широко применяются площадные системы заводнения, которые по числу скважино-точек могут быть четырех-, пяти-, семи-, девяти- и тринадцатиточечные. 40 Системы заводнения бывают (проектируются) обращенные или необращенные (прямые). При обращенной системе заводнения в центре элемента располагается нагнетательная скважина, добы- вающие скважины расположены по углам элемента. При необра- щенной (прямой) системе заводнения в центре элемента располага- ется добывающая скважина, нагнетательные скважины расположе- ны по углам элемента. Каждую систему характеризует параметр интенсивности си- стемы заводнения. При однорядной, четырех- (рис. 3.7, а), пятито- чечной (рис. 3.7, б) системе заводнения параметр интенсивности равен 1:1. При прямой семиточечной (рис. 3.7, в) – 1:2, т.е. на одну добывающую скважину приходится две нагнетательные скважины, девятиточечной (рис. 3.7, г) – 1:3 – на одну добывающую скважину приходится три нагнетательные скважины, тринадцатиточечной – 1:3,5. При обращенной системе – соответственно 2:1; 3:1; 3,5:1. Линейная система (рис. 3.7, д, е) – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахмат- ном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин в этом случае составляет 1:1.
Площадное заводнение эффективно при разработке объектов со значительной площадью нефтеносности с малопроницаемыми коллекторами. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти.
26)Режимы пластов. Определение и классификация.
· Под режимом пластапонимают-характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.
- Различают следующие режимы:1- водонапорный,2- упругий и упруговодонапорный,3-газонапорный или режим газовой шапки,4-газовый или режим растворенного газа,5- гравитационный,6- смешанный.
1)Водонапорный режим— режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. 
Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи — отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более.
2) Упругий (упруговодонапорный) режим — режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и
3) 
Газонапорный режим (или режим газовой шапки) — режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима — высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.
4) Режим растворенного газа — режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.
5)Гравитационный режим — режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.
6)Смешанный режим — режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.
27)Разработка нефтяного месторождения на режиме растворенного газа
Видео:Проекты разработки месторождений ч.10 (4-10) / Field development projects part 10 (4-10)Скачать
Размещение скважин по площади нефтяного месторождения (залежи)
Расположение нефтяных скважин на структуре выбирают, исходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения контурных и подошвенных вод в процессе разработки залежи. Система заводнения определяется взаимным расположением забоев добывающих и нагнетательных скважин и контуров нефтеносности. Скважины размещают по равномерной или по неравномерной сеткам. В зависимости от схемы подержания пластового давления возможны варианты законтурного, внутриконтурного или площадного заводнения.
При законтурном заводнении вода нагнетается в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Добывающие скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру. Наиболее благоприятными объектами для осуществления законтурного заводнения являются пласты, сложенные однородными песками или песчаниками с хорошей проницаемостью и не осложненные тектоническими нарушениями. Законтурное заводнение в пластах, сложенных известняками, не всегда может дать положительные результаты, так как в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин.
При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки самостоятельной разработки, очаговое заводнение, площадное заводнение.
Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение) с размещением между двумя нагнетательными рядами не более 3 – 5 рядов добывающих скважин. При высокой продуктивности оправдали себя пятирядные системы, при средней и малой соответственно – трехрядные и однорядные.
С целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений, применяют схемы очагового и избирательного заводнения, в этом случае нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных выборочных участках пластов.
Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Наиболее широко применяются площадные системы заводнения, которые по числу скважино-точек могут быть четырех-, пяти-, семи-, девяти- и тринадцатиточечные.
Системы заводнения бывают (проектируются) обращённые или не обращённые (прямые). При обращённой системе заводнения в центре элемента располагается нагнетательная скважина, добывающие скважины расположены по углам элемента. При не обращённой (прямой) системе заводнения в центре элемента располагается добывающая скважина, нагнетательные скважины расположены по углам элемента.
Каждую систему характеризует параметр интенсивности системы заводнения. При однорядной, четырех (а) -, пяти точечной (б) системе заводнения параметр интенсивности равен 1:1. При прямой семи точечной (в) – 1:2, т.е. на одну добывающую скважину приходится две нагнетательные скважины, девяти точечной – 1:3 — на одну добывающую скважину приходится три нагнетательные скважины, тринадцати точечной – 1:3,5. При обращенной системе – соответственно 2:1; 3:1; 3,5:1 (рис. 3.4).
Линейная система (д, е) – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин в этом случае составляет 1:1.
Рис. 3.4. Площадная четырех (а), пяти (б), семи (в), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)
Площадное заводнение эффективно при разработке объектов со значительной площадью нефтеносности с малопроницаемыми коллекторами. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти.
3.5.Проектирование разработки залежей нефти
Под разработкой нефтяного или газового месторождения понимается управление процессом движения жидкостей и газа в пласте к добывающим скважинам при помощи определённой системы размещения установленного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, установления и поддержания намеченного режима их работы, регулирования баланса пластовой энергии.
Проектированиесистемы разработки нефтяного месторождения это совокупность взаимосвязанных инженерных решений, характеризующих объект разработки, включает последовательность, темп разбуривания и обустройства месторождения (залежи); наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений. Система заводнения определяется взаимным расположением забоев добывающих и нагнетательных скважин и контуров нефтеносности. Выбор схемы размещения скважин, расстояния между забоями скважин, определения их числа, системы заводнения и режима разработки – основная задача разработки нефтяных месторождений, которая решается комплексно с учетом геологических, технических и экономических факторов. При этом расчет строят таким образом, чтобы обеспечить заданный отбор из месторождения минимальным числом скважин с наибольшими дебитами в течение длительного срока эксплуатации и с наименьшими затратами на обустройство промысла.
Составной частью проектирования и осуществления рациональной системы разработки является выделение эксплуатационных объектов. Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. В один эксплуатационный объект следует соединять пласты примерно с одинаковыми величинами проницаемости, пористости и пластового давления, пласты, содержащие нефть с близкими физико-химическими свойствами.
Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенной, присущей данному объекту, группы скважин, при помощи которых он разрабатывается.
3.6. Параметры системы разработки
Системы разработки характеризуется следующими параметрами:
1. Плотность сетки скважин — Sс. равный площади нефтеносности
залежи – S, приходящейся на одну добывающую и нагнетательную скважину
(3.3)
К важнейшим показателям сетки основного фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями (м) между скважинами и между рядами, а также удельной площадью Sосн на одну скважину (га/скв). Под сеткой скважин понимают сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин — важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. На выбор плотности сетки скважин существенное влияние может оказывать глубина залежи. Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов целесообразными могут оказаться более разреженные сетки по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких случаях разреженную сетку сочетают с более активной системой воздействия. Однако необходимо учитывать, что по объектам с неблагоприятной геологической характеристикой при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают. Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной.
2. Иногда используют параметр Sд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину, т.е.
(3.4)
3. Параметр акад. А.П.Крылова, Аи, равный отношению начальных извлекаемых запасов нефти Q0 к общему числу скважин на залежи (иногда – к числу только добывающих скважин), т.е.
(3.5)
Очевидно, что этот параметр несёт в себе важное экономическое содержание, поскольку определяет собой рентабельность бурения скважин, и для каждого района имеет своё значение.
4. Параметр интенсивности системы заводнения m, равный отношению числа нагнетательных и добывающих скважин (или наоборот), т.е.
(3.6)
4. Параметр mр, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин (для регулирования разработки), к общему числу скважин, т.е.
(3.7)
6. Удельный извлекаемый запас нефти (Nс) — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.
где N — извлекаемые запасы нефти. Nc=т/скв.
7. Отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда (wр),
Все системы разработки имеют общие характеристики.
Фонд скважин — общее число нагнетательных и эксплуатационных скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Он подразделяется на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации проектной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт.
Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольшийэффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью.
🌟 Видео
Тема 10. Методы поддержания пластового давления.Скачать
Разработка нефтегазовых месторождений в условиях заводнения коллекторов (ППД)Скачать
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ. Вид Грубейшего Нарушения ТРЕБОВАНИЙ ТБ при работе на СТАНКАХ.Скачать
Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Лекция-02Скачать
Крупнейшая морская нефтедобывающая платформа в России // Анатомия МонстровСкачать
Как выбрать место для скважины. Ошибки при размещении скважины на участкеСкачать
Буровая установка. Циклы строительства скважин. Бурение скважиныСкачать
Поджог скважиныСкачать
Подземный город Умань тоннели подземный дворец и захороненя нквдСкачать
Использование различных методов поиска тектонических нарушений при проектировании системы ППДСкачать
❌⚠️❌ БУРНУЛИ на стройке и обнаружили нефть. НЕФТЬ КАРЛ!!!.Скачать
Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин. Наземное оборудование газовых скважинСкачать
Место древнего взрыва. Тайны храма Ват А-Хонг на реке Меконг рядом с городом Бын ГанСкачать
Современные технологии бурения «Газпром нефти»Скачать
тНавигатор Серия вебинаров Май-Июнь 2020 (RU): 06 Инструменты для создания скважинСкачать
