Какое падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт

Гидростатическое давление бурового раствора на забой p б.р (МПа) — давление столба бурового раствора на забой на глубине H

Дифференциальное давление ∆ p — разность давления бурового раствора на забой скважины и пластового

∆ p = p б.р + р г.д — р пл (1.30)

где р г.д — гидродинамическое давление, рассматриваемое в зависимости от выполняемой технологической операции: при циркуляции раствора в затрубном пространстве или при пуске насоса.

Величина ∆ p оказывает существенное влияние на увеличение сопротивления разрушению пород. С увеличением Н влияние ∆ p на показатели работы долот возрастает. В случае если p б.р ≈ p пл , то рост р г.д (репрессия на пласт) может стать причиной поглощения бурового раствора.

Давление гидроразрыва горной породы р г.д (МПа) — давление столба жидкости в скважине на глубине H, при котором происходит разрыв связной породы и образование в ней трещин. Определяется опытным путем.

При полном отсутствии данных

р гр = 0,87 р г ;
р гр =0,83Н + 6,6 р пл (1.31)

Давление поглощения p погл — давление в скважине, при котором начинается утечка бурового раствора по искусственным трещинам, образующимся в результате гидроразрыва связной породы, либо по естественным каналам в трещиноватых и закарстованных породах. Принимается по фактическим данным или по опытным нагнетаниям (подача 1-2 л/с).

При отсутствии данных

p погл = (0.75÷0,95) р гр (1.32)

Относительное давление по воде в закрытой скважине k отн — отношение давления р H на глубине Н в скважине с закрытым устьем, частично или полностью заполненной пластовой жидкостью, к давлению пресной воды

p отн = p н /ρ в gH. (1.33)

Индекс давления поглощения ρ’ погл представляет собой отношение ρ’погл, к давлению столба пресной воды:

p’ погл =p погл /p (1/34)

k погл =p р.т /ρ в (1.35)

где p р.т — давление раскрытия микротрещин или давление гидроразрыва монолитных пород.

Для прогнозирования ориентировочных значений k погл можно воспользоваться формулой

k погл ≈(1-ζ)k a +ζ(1,8÷2,5) (1.36)

Величину 1,8 принимают близ дневной поверхности; 2.3-2.5 — на большой глубине. Значения ζ желательно определять по данным о давлениях разрыва горной породы (раскрытия микротрещин), полученных в ранее пробуренных скважинах на данной или других площадях со сходными горно-геологическими условиями.

Пример 1.9 Определить давление, оказываемое буровым раствором плотностью р бр =1260 кг/м3 на стенки скважины на глубине 2000 м.

Решение. По уравнению (1.29) на глубине 2000 м.

Источник

Гидростатическое давление

Давление в скважине, создаваемое столбом бурового раствора, называется гидростатическим Ргс, и может быть определено из выражения

Для предотвращения поступление пластового флюида в скважину гидростатическое давление должно быть больше пластового. Необходимая плотность бурового раствора при известном пластовом давлении определяется по формуле

,

где

— необходимое превышение давления над пластовым.

Нормативно установлено, что при глубине скважины до 1200 м это превышение должно составлять 10‑15 % от пластового, но не более 1,5 МПа, при глубине до 2500 м 5‑10 %, но не более 2,5 МПа, при глубине более 2500 м 4-7 %, но не более 3,5 МПа.

Следует отметить, что с увеличением глубины, а следовательно, и давления, плотность раствора увеличивается, а с увеличением температуры уменьшается. При глубинах до 3000 м эти явления взаимоисключают друг друга и их можно не учитывать. При больших глубинах влияние температуры более весомо, что приводит к ощутимому снижению плотности раствора.

Гидростатическое давление в скважине может снижаться по следующим причинам.

Во первых, из-за снижения плотности раствора в процессе бурения, поэтому необходим постоянный контроль этого параметра в соответствии с регламентом.

Во вторых, за счет опорожнения скважины при подъеме инструмента, поэтому необходим долив раствора.

В третьих, при отсутствии циркуляции бурового раствора за счет седиментации шлама, температурных изменений, фильтрации, контракции. Величина снижения давления ΔРгс при остановках до 10 час принимается равной

.

При остановках более 10 час.

.

В четвертых, за счет частичного ухода раствора в окружающие породы во время ремонтов, простоев, геофизических исследований.

Давление гидроразрыва

Давление гидроразрыва — это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины, и образуются искусственные трещины. При добыче углеводородного сырья гидроразрыв используется для интенсификации притока флюида к скважине. В процессе бурения гидроразрыв крайне нежелателен, так как это приводит к уходу бурового раствора в окружающие породы. Давление гидроразрыва зависит от:

— величины горного давления;

— естественной трещиноватости горных пород;

— реологических свойств и расхода жидкости разрыва.

С увеличением глубины давление гидроразрыва увеличивается и приближается к горному. Как показывают визуальные наблюдения (на нефтяных шахтах) и специальные исследования, раскрытие искусственных трещин при гидроразрыве может доходить до 20 мм, а их протяженность до нескольких десятков и даже сотен метров.

Величина давления гидроразрыва может быть определена следующим образом. Устье скважины герметизируется и в колонну бурильных труб закачивается буровой раствор, при этом постоянно фиксируется его давление и объем, и строится диаграмма, показанная на рис. 1. На участке ОА пласт противостоит создаваемому давлению, в точке А начинает поглощать жидкость и зависимость «давление–объем» становится нелинейной. В точке В давление превышает напряжения в стенках скважины, что приводит к образованию искусственных трещин и резкому падению давления на устье

Это и есть давление гидроразрыва. Давление в точке С называется давлением распространения разрыва. При этом образовавшиеся трещины уходят вглубь массива горных пород.

При отсутствии фактических данных давление гидроразрыва Ргр может быть определено по следующим формулам, предложенными разными авторами

где

— коэффициент Пуассона.

Его ориентировочные значения приведены ниже.

Источник

Давление в нефтяном пласте при бурении скважины

Представляете, доросла до того, что пишу статью в раздел «По просьбам трудящихся», сама в приятном шоке. И еще под одной из моих прошлых статей чуть не началась драка на тему пластового давления, было весело)

А некоторые меня ругают за слишком длинные вступления, в корне с этим не согласна. Мои собственные мысли и отделяют блог от учебника, поэтому люблю немного с вами поговорить в начале

Сегодня поговорим о пластовом давлении

Нефть, газ и вода находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым . До того, как человек воздействует на пласт, вся система находится под начальным пластовым давлением

Величину начального пластового давления ориентировочно принимают равной давлению столба воды высотой равной глубине залегания пласта, т.е. гидростатическому давлению

В жизни и в природе ничего идеального нет, и из-за давления вышележащих горных толщ и тектоники пластовое давление отличается от гидростатического на практике

Пластовое давление, превышающее гидростатическое, называют аномально высоким пластовым давлением (АВПД)

Пластовое давление меньшее гидростатического называют аномально низким пластовым давлением (АНПД)

С терминологией разобрались. Теперь представим, что пришел человек и начал техногенно вмешиваться в жизнь пласта — бурить скважину

В процессе бурения на вскрываемые пласты действует давления столба бурового раствора, и здесь очень важно балансировать с пластовым давлением — с помощью плотности бурового раствора

В случае, когда давление столба бурового раствора превышает пластовое давление, мы бурим на репрессии

Если давление столба бурового раствора меньше пластового давления, мы бурим на депрессии

Знаете, когда я защищала свой первый диплом (это происходило на кафедре и плюс под камерами в режиме онлайн) я очень нервничала, и в своей речи перепутала два этих понятия. Мне стало так стыдно, но я не растерялась, исправилась, зато на всю жизнь запомнила

Теперь, когда говорю о репрессии и депрессии, в голове всплывают картинки, как я стою перед камерами, дядьками-буровиками и ладошки потеют)

Изменяя плотность бурового раствора буровик использует совмещенный график давлений, где отмечен «коридор», в пределах которого возможно регулировать плотность

Если давление бурового раствора меньше пластового давления, то буровой раствор не будет качественно выполнять своей функции, говоря «на пальца» — будет недостаточно давить на стенки скважины

Если давление бурового раствора больше давления поглощения — раствор просто уйдет в пласт, а это серьезное осложнение в процессе бурения, которое так и называется поглощение

Статья про осложнения и аварии будет. И про фонтан тоже

На графике для простоты используют не давления, а коэффициенты

Коэффициент аномальности — отношение пластового давления к гидростатическому (синий график)

Относительная плотность бурового раствора — отношение его плотности к плотности воды

Коэффициент поглощения — отношение давления, при котором возможно поглощение, к гидростатическому (красный график)

Также используя этот график, определяют конструкцию скважины, т.е. количество обсадных колонн и глубину их спуска

Касательно ППД — друзья, это относится к разработке нефтяного месторождения, когда уже ведется добыча, об этом расскажу в следующих статьях. Все будет

Буду рада конструктивной беседе в комментариях, а также лайку за статью и подписке на канал!

Источник

Пластовое давление: определение, особенности и формула

В данной статье мы ознакомимся с понятием пластового давления (ПД). Здесь будут затронуты вопросы его определения и значения. Также разберем способ эксплуатации человеком. Не обойдем стороной и понятие аномального пластового давления, точность измерительных возможностей аппаратуры и некоторые отдельные понятия, связанные с доминирующим в этом тексте.

Введение

Пластовое давление – это показатель величины давления, созданного посредством воздействия пластовых флюидов и вымещенного на определенной породе минералов, горных пород и т. д.

Флюидами называют любые вещества, поведение которых в ходе деформации можно описать посредством использования законов механики для жидкостей. Сам термин был введен в оборот научного языка приблизительно в середине семнадцатого века. Им обозначали гипотетические жидкости, с помощью которых старались объяснить с физической точки зрения процесс образования горных пород.

Определение пласта

Прежде чем приступить к разбору пластового давления, следует обратить на некоторые важные понятия внимание, которые с ним связанны, а именно: пласт и его энергия.

Пластом в геологи называют тело, обладающее плоской формой. Его мощность при этом гораздо слабее размера площади распространения, в пределах которого она действует. Также данный показатель мощности обладает рядом однородных признаков и ограничивается набором параллельных поверхностей, как малых, так и больших: кровля – верх и подошва – низ. Определение силового показателя можно определить посредством нахождения кратчайшего расстояния между подошвой и кровлей.

Строение пласта

Пласты могут образовываться из нескольких прослоек, принадлежащих различным породам и связанных между собой. Примером может служить угольный пласт с имеющимися слоями аргиллитов. Нередко терминологическую единицу «пласт» применяют при обозначении стратифицированных скоплений полезных ископаемых, таких как: уголь, залежи руды, нефти, а также водоносные участки. Складывание пластов происходит посредством накладывания друг на друга различных осадочных пород, а также вулканогенных и метаморфических горных.

Понятие пластовой энергии

Пластовое давление тесно связано с понятием пластовой энергии, которая является характеристикой возможностей пластов-коллекторов и заключенных в них флюидов, например: нефти, газа или воды. Важно понимать, что ее значение базируется на том, что все вещества внутри пласта находятся в состоянии постоянного напряжения, обусловленного горным давлением.

Видовое разнообразие энергии

Существует несколько видов пластовой энергии:

• напорная энергия пластовой жидкости (воды);
• энергия свободных и выделяющихся газов, пребывающих в растворах с пониженным давлением, например в нефти;
• упругость сжатой породы и жидкости;
• напорная энергия, обусловленная силой тяжести вещества.

В ходе отбора жидкостей, в частности газа, из среды пласта запас энергии расходуется для обеспечения процесса перемещения флюидов, посредством которого они смогут преодолеть, противодействующие их движению, силы (силы, отвечающие за внутреннее трение между жидкостями и газами и самой породой, а также капиллярные силы).

Направление движения нефти и газов в пространстве пласта, как правило, обуславливается проявлением новых типов энергии пласта одновременно. Примером может служить появление энергии упругости породы и жидкости и ее взаимодействие с потенциалом силы тяжести нефти. Преобладание определенного вида энергетического потенциала зависит от ряда особенностей геологического характера, а также условий, в которых эксплуатируется месторождение конкретного ресурса. Соответствие конкретной формы энергии, при помощи которой осуществляется перемещение жидкостей и газов, с видом добывающей скважины позволяет различать разные режимы работы залежей газа и нефти.

Важность параметра

Пластовое давление – это крайне важный параметр, который характеризует энергетические возможности пластов, несущих в себе водные или нефтегазовые ресурсы. В процессе его формирования участвуют несколько видов давления. Все они ниже будут перечислены:

• гидростатическое пластовое давление;
• избыточное газовое или нефтяное (сила Архимеда);
• давление, что возникает вследствие изменений размерной величины объема резервуара;
• давление, возникающее благодаря расширению или сжатию флюидов, а также изменению их массы.

Понятие пластового давления включает в себя две его разные формы:

1. Начальное – исходный показатель, которым обладал пласт до вскрытия его резервуара под землей. В некоторых случаях оно может сохраняться, то есть не нарушаться вследствие воздействия техногенных факторов и процессов.
2. Текущее, которое также называют динамическим.

Если сравнивать пластовое давление с условным гидростатическим (давлением столбца пресной жидкости, высотной от показателя дневной поверхности до точки замера), то можно сказать, что первое делится на две формы, а именно, аномальную и нормальную. Последняя пребывает в непосредственной зависимости с глубиной залегания пластов и продолжает расти, приблизительно на 0,1 Мпа за каждые десять метров.

Нормальное и аномальное давление

ПД в нормальном состоянии является равным гидростатическому давлению водяного столба, с плотностью, равной одному грамму на см 3 , от пластовой кровли до земной поверхности по вертикали. Аномальным пластовым давлением называют любые формы проявления давления, которые отличаются от нормального.

Существует 2 вида аномального ПД, о которых сейчас будет рассказано.

Если ПД превышает гидростатическое, т. е. то, в котором давление столбца воды обладает показателем плотности, равным 103 кг/м 3 , то его называют аномально высоким (АВПД). Если показатель давления в пласте ниже, то его именуют аномально низким (АНПД).

Аномальное ПД находится в система изолированного типа. В настоящее время однозначного ответа на вопрос о генезисе АПД не существует, так как здесь мнения специалистов расходятся. Среди главных причин его образования находятся такие факторы, как: процесс уплотнения пород глины, явление осмоса, катагенетический характер преобразования породы и включенных в нее органических соединений, работа тектогенеза, а также наличие геотермической среды в недрах земли. Все перечисленные факторы могут становиться преобладающими между собой, что зависит от строения геологической структуры и исторического развития региона.

Однако большая часть исследователей полагает, что важнейшей причиной того или иного формирования пласта и наличия в нем давления, является фактор температуры. Это основано на том, что тепловой коэффициент расширения любого флюида в изолированной породе превышает во много раз этот же показатель у минерального ряда компонентов в породе гор.

Установление АПД

АПД устанавливается вследствие проведения бурения в различных скважинах, как на суше, так и на территории акваторий. Это связано с постоянным поиском, разведкой и разработкой залежей газа и/или нефти. Обычно их находят в довольно большом интервале уровня глубин.

Где крайне глубоко на дне, чаще можно встретить аномальное высокое пластовое давление (от четырех км и больше). Чаще всего такое давление будет превышать гидростатическое, приблизительно в 1,3 — 1,8 раз. Иногда встречаются случаи от 2 и до 2.2; в таком случаи они чаще всего не способны достигнуть превышения геостатического давления, которое оказывает вес вышележащей породы. Крайне редко можно встретить случай, в котором на большой глубине можно зафиксировать АВПД равное или превышающее значение геостатического давления. Предполагается, что это обусловлено воздействием различных факторов, таких как: землетрясение, грязевой вулкан, возрастание солянокупольной структуры.

Положительный компонент АВПД

АВПД имеет благотворное влияние на коллекторские свойства вымещающей породы. Позволяет увеличить интервал времени для эксплуатации месторождений газа и нефти, не применяя в ходе этого вторичные дорогостоящие методы. Также увеличивает удельный запас газа и дебита скважины, старается сохранять скопление углеводорода и является свидетельством наличия в нефтегазоносном бассейне различных изолированных участков. Говоря об любых формах ПД, важно помнить, из чего оно образуется: пластового давления газа, нефти и гидростатического.

Места с АВПД, что были развиты на большой глубине, особенно в местах с региональным распространением, содержат значительный запас такого ресурса, как метан. Он пребывает там в состоянии раствора, который содержится в перегретой воде, с температурой от 150-200 °C.

Некоторые данные

Человек может извлекать запасы метана и пользоваться гидравлической и тепловой энергией воды. Однако есть здесь и обратная сторона, ведь АВПД часто становятся источниками аварий, возникших при бурении скважины. Для таких зон используют в процессе бурение метод утяжеления, цель которого — предупредить выброс. Однако применяемые растворы могут быть поглощены пластами из двух давлений: гидростатического и аномально низкого.

В ходе осмысления процесса по добыче ресурсов нефти и газа посредством установки вышек необходимо знать о наличии понятия о забойном пластовом давлении. Оно является величиной давления на забое нефтяной, газовой или водяной скважины, совершающей процесс работы. Оно должно быть ниже значения пластовой величины воздействия.

Общие сведения

ПД постоянно меняется по мере распространения пласта и увеличению глубины залежей нефти или газа. Также оно возрастает вследствие роста мощности водоносного горизонта. Сопоставляется такое давление только с какой-либо одной плоскостью, а именно уровнем, первоначальным положением водонефтяного контакта. Показатели таких приборов, как манометр, показывают результаты лишь для зон пониженного типа.

Если говорить конкретно о пластовом давлении скважины, то под этими словами подразумевают величину скопления полезных ископаемых, находящихся в пустотах земли. Причиной такого явления послужило случайное наличие возможности у основной части пласта выйти на поверхность. Процесс напитки пласта осуществляется, благодаря образовавшимся отверстиям.

Система поддержания пластового давления – это технологический комплекс из оборудования, что требуется для проведения работы по подготовке, транспортировке и закачке агента, выполняющего усилие, необходимое для проникновения в пространство пласта с нефтью. Теперь перейдем непосредственно к конкретике.

Поддержание пластового давления выполняется системой, включающей в себя:

• объекты для различного типа закачек, например воды внутрь пласта;
• подготовку всасываемой воды до состояния кондиций;
• надзор за качеством воды в системах ППД;
• слежение за выполнением всех требований к технике безопасности, а также проверку уровня надежности и герметичности в устройстве системы эксплуатации промыслового водовода;
• использование водоподготовительного цикла в замкнутом виде;
• создание возможности для изменения параметров, отвечающих за режим закачки воды из полости скважины.

СППД в себе несет три основные системы: нагнетательную для скважины, трубопроводную и распределительную и по закачке агента. Также включено оборудование по подготовке агента, эксплуатируемого для проведения закачки.

Формула пластового давления: Рпл= h▪r▪g, где

h – это уровень высоты жидкостного столба, уравновешивающего ПД,

r – это величина плотности жидкости внутри скважины,

g – это показатель ускорения в свободном падении м/с 2 .

Источник

Динамика изменения пластового давления

Согласно замерам в скважинах, после реализации закачки в пласт, которая произошла с вводом нагнетательных скважин в 2001-2006 гг., наблюдается постепенное восстановление давления в залежах. Несмотря на то, что давление в западной части залежи пласта Т1 – р-н скв. 870 – остается ниже среднего по залежи, можно говорить о наличии положительного влияния реализованной системы ППД на энергетическое состояние пластов.

Стоит отметить неравномерность распределения пластового давления по площади. Условно можно выделить две области добывающих скважин (разделенные рядом нагнетательных №№ 855, 872, 851) – северная часть и центральная. Давление по всем добывающим скважинам северной части месторождения в настоящее время находится на уровне начального, что объясняется влиянием соседних нагнетательных скважин.

В то же время в центральной части месторождения пластовое давление ниже начального и составляет порядка 15-17 МПа, а по скв. 870 снижено до 7,3 МПа. К тому же, тот факт, что скв. 870 и 864 обводняются пластовой водой и характеризуются меньшей обводненностью, по сравнению с соседним скважинами, говорит о том, что реализованная система поддержания пластового давления не оказывает на них влияния.

По состоянию на 01.01.2016 г. текущее пластовое давление составило 14,4 МПа при начальном пластовом давлении – 20,7 МПа и давлении насыщения – 4,39 МПа.

Скв. 855 переведена под закачку в 2001 г., уже на следующий год наблюдается увеличение обводненности по соседним добывающим скв. 875, 81 на 17,1 и 21,5 % соответственно (с 4,2 до 21,3 % в скв. 875 и с 61,2 до 82,7 в скв. 81). Следующий скачок обводненности в 1,5-2 раза по этим скважинам наблюдается в 2004 г., когда под закачку переводится скв. 852. (с 34,5 до 50,5,% и с 36,3 до 79,4% соответственно). Интенсивного роста обводненности с началом закачки не происходит по скв. 854, 856. По всем рассмотренным добывающим скважинам с началом заводнения наблюдается рост пластового давления.

Скв. 859 переведена под закачку в 2003 г.. В следующие три года по соседней добывающей скв. 873 происходит рост обводненности с 25,1 до 89,6 %. С вводом под нагнетание скв. 858 в 2006 г. по добывающим скв. 857 и 873 наблюдается рост пластового давления, которое в дальнейшем стабилизируется примерно на уровне начального.

С началом закачки в скв. 879 в 2004 г. и скв. 877 в 2005 г. по соседней добывающей скв. 878 наблюдается рост пластового давления с 8,8 МПа до 18,5 и дальнейшая его стабилизация на уровне 18,0-22,0 МПа.

По добывающей скв. 866 с началом нагнетания в скв. 872 не происходит роста обводненности. Пластовое давление продолжает снижаться. Однако в 2005 г. после увеличения приемистости скв. 872 в почти в три раза (с 121,4 до 345 м 3 /сут.) по скв. 866 происходит скачок обводненности с 24,1 до 87,8 %. В следующие годы обводненность сохраняется примерно на этом уровне. Также наблюдается рост пластового давления на 6 МПа.

Закачка в скв. 863 начата с 2001 г. в этом же году из бездействия введена под добычу скв. 864. В следующие годы по ней наблюдается снижение пластового давления с 16,5 до 9,6 МПа, которое останавливается только в 2004 г., после перевода под закачку скв. 82. В дальнейшем давление растет и стабилизируется на уровне 14,0-15,0 МПа.

В 2002 г. под закачку переводится скв. 862. В этом же году из бездействия с обводненностью 10,0 % под добычу вводится скв. 861. В следующие годы происходит рост обводнености, которая в 2007 г. достигает 97,4 %, после чего скважину останавливают. В период с 2002 по 2007 гг. пластовое давление увеличивается с 15,3 до 24,6 МПа, что выше начального пластового давления.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать противоречивые выводы: с одной стороны, пластовое давление в зонах отбора добывающих скважин, расположенных вблизи от очагов заводнения, с началом закачки стабилизируется на высоком уровне (выше давления насыщения), с другой, наблюдается преждевременный прорыв закачиваемой воды к забоям добывающих скважин, тем самым значительная часть запасов остается неизвлеченной.

Расчет перспективного плана добычи нефти

Эмпирические методы прогноза технологических показателей разработки, применяемые в настоящее время, можно разделить на две группы:

1. Методы, основанные на построении характеристик вытеснения нефти водой.

2. Методы, основанные на статистической обработке фактических данных по истории разработки месторождения.

Под характеристикой вытеснения понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе ее эксплуатации.

Для расчета перспективного плана добычи нефти объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения используется эмпирическая методика, или характеристика вытеснения, Г.С. Камбарова на основании фактических данных предшествующего периода.

Исходные данные для расчета основных показателей на ближайшие 20 лет приведены в табл. 2.3.

Исходные данные для расчёта за последние 3 года разработки

1. Добыча нефти ΔQнiв пластовых условиях по годам прогнозного периода при заданных годовых отборах жидкости ΔQжi, тыс.т.

, (2.1)

где а – извлекаемые запасы нефти в пластовых условиях, тыс.т.

;

в – параметр прямой

;

ti – время, начиная с первого года прогнозируемого периода (I= 1,2,3…n), г.

2. Добыча попутной воды в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, тыс.т.

(2.2)

3. Среднегодовая обводненность добываемой жидкости в пластовых условиях, %

(2.3)

4. Накопленные отборы нефти Qнi, воды Qвi и жидкости Qжi в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, тыс.т.

(2.4)

5. Годовые темпы отборов нефти τнi от начальных извлекаемых запасов нефти в пластовых условиях, %

(2.5)

6.Текущий коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.

(2.6)

Результаты расчетов сведены в табл. 2.4.

Прогнозные показатели разработки пласта Б2+В1 Кушниковского месторождения на 2016-2035 гг.

Продолжение таблицы 2.4

Расчёт технологических показателей выполнен при условии, что месторождение будет разрабатываться существующим фондом скважин, без бурения новых.

Анализируя полученные значения, можно сделать следующие выводы:

— при существующей системе разработки, без применения ГТМ запроектированный КИН 0,479 не будет достигнут.

Для достижение проектного коэффициента нефтеотдачи необходимо проведение комплекса геолого-технических мероприятий и бурение новых скважин.

Источник