Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Безводная добыча нефти


Способ безводной добычи нефти с помощью технологии нефтяного конуса

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений с контактными переходными зонами вода-нефть - ВНК. Технический результат - повышение эффективности использования технологии нефтяного конуса для увеличения добычи безводной нефти. По способу осуществляют перфорацию водонасыщенной зоны пласта ниже ВНК. Отбирают воду из вскрытого пласта на форсированном режиме до появления нефти в добываемой продукции - образования нефтяного конуса. Осуществляют изоляцию перфорированного интервала водонасыщенной зоны и последующую перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше ВНК. Производят дальнейший отбор нефти до повышения ее обводненности - размыва нефтяного конуса. При достижении постоянного уровня обводненности нефти, при размыве нефтяного конуса, скважину останавливают. Из скважины удаляют насосное оборудование и спускают аппаратуру для определения нового уровня ВНК. Затем указанную аппаратуру извлекают из скважины и изолируют существующую перфорацию нефтенасыщенной части пласта. Производят щадящую перфорацию интервала водонасыщенной зоны пласта ниже нового уровня ВНК и производят форсированный отбор воды до появления нефти в добываемой продукции - образования нефтяного конуса. После этого осуществляют изоляцию вновь перфорированного интервала водонасыщенной зоны и перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше нового уровня ВНК. Производят повторный отбор нефти до повышения ее обводненности выше критического уровня - размыва нефтяного конуса. Далее этапы повторяют на новом уровне ВНК. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений с контактными переходными зонами вода-нефть.

Технология нефтяного (обратного) конуса предусматривает перфорацию водонасыщенной зоны пласта и форсированный отбор воды из вскрытого пласта. По мере отбора воды из пласта водонефтяной контакт - ВНК сдвигается вниз к отметкам перфорации в водяной части. Таким образом, нефть подтягивается вниз, тем самым блокируя водоносный участок в призабойной зоне вокруг скважины. Критерием начала создания нефтяного экрана служит появление нефти в откачиваемой воде.

Затем зона перфорации водонасыщенной части пласта герметизируется, например, цементным кольцом, а нефтенасыщенная часть пласта перфорируется, и из нее производят отбор продукции до повышения ее обводненности (Ханнанов Р.Г., Подавалов В.Б. Технологии «обратного конуса» как инструмент для повышения эффективности разработки водонефтяных зон // Георесурсы. - Казань: Казанский государственный университет, 2006. - №3(20). - С. 24-26).

Известен способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах, предусматривающий создание в водонасыщенной части пласта водонепроницаемого экрана путем отбора воды из водонасыщенной части пласта до образования в ней нефтяного конуса (авт. свид. №1038470, Е21В 43/32, приор. 25.06.1981 г., опубл. 30.08.1983 г.).

В известном способе после создания экрана водоносную зону пласта изолируют цементным мостом или пакетируют для восстановительных работ. Затем перфорируют нефтенасыщенную зону в пределах первоначального нефтеносного интервала и скважину эксплуатируют как нефтяную.

Недостаток технологии нефтяного конуса заключается в том, что его эффект длится непродолжительное время, после чего дебит добычи безводной нефти резко снижается.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности использования технологии нефтяного конуса для увеличения добычи безводной нефти.

Указанная задача решается тем, что в способе безводной добычи нефти с помощью технологии нефтяного конуса, включающем перфорацию водонасыщенной зоны пласта ниже ВНК, форсированный отбор воды из вскрытого пласта до появления нефти в добываемой продукции, а также изоляцию перфорированного интервала водонасыщенной зоны и последующую перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше ВНК, дальнейший отбор нефти до повышения ее обводненности, в отличие от известного, при достижении постоянного уровня обводненности нефти, достигаемого более 40% воды в добываемой нефти, скважину останавливают, из нее удаляют насосное оборудование и спускают аппаратуру для определения нового уровня ВНК, далее указанную аппаратуру извлекают из скважины и изолируют существующую перфорацию нефтенасыщенной части пласта, затем производят щадящую перфорацию интервала водонасыщенной зоны пласта ниже нового уровня ВНК и производят форсированный отбор воды до появления нефти в добываемой продукции, после чего осуществляют изоляцию вновь перфорированного интервала водонасыщенной зоны и перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше нового уровня ВНК и производят повторный отбор нефти до повышения ее обводненности выше критического уровня, далее этапы повторяют на новом уровне ВНК.

Определение уровня ВНК производят методами импульсного нейтронного каротажа (ИННК), а щадящую перфорацию осуществляют сверлящим перфоратором.

На фиг. 1 представлен график дебита нефти с одноразовым применением нефтяного конуса.

На фиг. 2 представлен график дебита нефти в результате применения предложенной технологии повторного создания нефтяного конуса.

Сущность предложенного способа основана на создании нефтеводонасыщенного объема в прискважинной зоне пласта ниже уровня ВНК, которая препятствует прорыву подошвенной воды (Ханнанов Р.Г., Подавалов В.Б. Технологии «обратного конуса» как инструмент для повышения эффективности разработки водонефтяных зон // Георесурсы. - Казань: Казанский государственный университет, 2006. - №3(20). - С.25).

Для этого производят перфорацию обсадной колонны водонасыщенной зоны пласта ниже ВНК, проводят форсированный отбор воды из вскрытого пласта до появления нефти в добываемой продукции.

Моделирование показало, что «обратный» конус образуется на 38-й день отбора воды.

Затем осуществляют изоляцию перфорированного интервала водонасыщенной зоны (например, с помощью цементного моста) и последующую перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше ВНК. Отбор нефти производят до повышения ее обводненности. Приемлемым считается количество нефти в размере 40% от количества воды.

После того как происходит размыв нефтяного экрана («обратного конуса»), начинает повышаться обводненность продукции. Моделирование показало, что это происходит на 87-й день эксплуатации (на фиг. 1 показано, что образование конуса продолжалось с 01.01.2012 г. по 08.02.2012 г. - 38 дней, и примерно после марта 2012 г. дебит нефти идет на спад, затем в сентябре 2012 г., когда дебит начинает снижаться более плавно, повторно применялась технология «обратного конуса»).

Для повторного осуществления технологии «обратного конуса» скважина останавливается, насосное оборудование извлекается из скважины, спускается аппаратура импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) и с ее помощью определяют положение нового уровня ВНК, так как зеркало ВНК смещается вверх (Аппаратурно-методические комплексы двухзондового ИНК ЦСП-2ИННК-43/60/90. ЦСП-2ИНГК-43/90 // Технические средства, методические разработки, технологии, услуги в области геофизических исследований скважин: каталог / ОАО HПП «ВНИИГИС». - Октябрьский. - С. 61 и 67; www.vniigis.bashnet.ru).

Далее указанную аппаратуру извлекают из скважины и изолируют существующую перфорацию нефтенасыщенной части пласта, затем с помощью сверлящего перфоратора (Сверлящая перфорация приборами ПС-112// Технические средства, методические разработки, технологии, услуги в области геофизических исследований скважин: каталог / ОАО НЛП «ВНИИГИС». - Октябрьский. - С.99; www.vniigis.bashnet.ru) производят щадящую перфорацию интервала водонасыщенной зоны пласта ниже нового уровня ВНК и снова производят форсированный отбор воды до появления нефти в добываемой продукции, после чего осуществляют изоляцию вновь перфорированного интервала водонасыщенной зоны и перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше нового уровня ВНК и производят повторный отбор нефти до повышения ее обводненности выше критического уровня.

Примером реализации способа могут служить данные, представленные на фиг. 2, на которой показано, что повторно технология обратного конуса применялась 01.09.2012 г. и ее эффект длился более месяца, затем, когда дебит нефти снизился до постоянного уровня, технологию «обратного конуса» применили третий раз 01.05.2013 г.

Таким образом, на фиг. 2 показано, что благодаря применению технологии «обратного конуса» в три этапа добыча безводной нефти осуществлялась с 01.01.2012 г. по 01.01.2014 г., при этом дебит добычи нефти каждый раз увеличивался.

1. Способ безводной добычи нефти с помощью технологии нефтяного конуса, включающий перфорацию водонасыщенной зоны пласта ниже водонефтяного контакта - ВНК, форсированный отбор воды из вскрытого пласта до появления нефти в добываемой продукции - образования нефтяного конуса, а также изоляцию перфорированного интервала водонасыщенной зоны и последующую перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше ВНК, дальнейший отбор нефти до повышения ее обводненности - размыва нефтяного конуса, отличающийся тем, что при достижении постоянного уровня обводненности нефти при размыве нефтяного конуса скважину останавливают, из нее удаляют насосное оборудование и спускают аппаратуру для определения нового уровня ВНК, далее указанную аппаратуру извлекают из скважины и изолируют существующую перфорацию нефтенасыщенной части пласта, затем производят щадящую перфорацию интервала водонасыщенной зоны пласта ниже нового уровня ВНК и производят форсированный отбор воды до появления нефти в добываемой продукции - образования нефтяного конуса, после чего осуществляют изоляцию вновь перфорированного интервала водонасыщенной зоны и перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше нового уровня ВНК и производят повторный отбор нефти до повышения ее обводненности выше критического уровня - размыва нефтяного конуса, далее этапы повторяют на новом уровне ВНК.

2. Способ безводной добычи нефти с помощью технологии нефтяного конуса по п. 1, отличающийся тем, что определение уровня ВНК производят методом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа.

3. Способ безводной добычи нефти с помощью технологии нефтяного конуса по п. 1, отличающийся тем, что щадящую перфорацию осуществляют сверлящим перфоратором.

www.findpatent.ru

Безводная добыча - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Безводная добыча - нефть

Cтраница 4

Процесс извлечения нефти при жестководонапорном режиме происходит за счет поступления воды в нефтенасыщенную часть пласта. Поэтому при решении задач разработки залежи нефти весьма актуальны вопросы управления процессами движения воды надлежащей расстановкой скважин, заданием их числа и режимом эксплуатации скважин. Кроме того, учитывая особенности формы залежи нефти, ее коллекторские свойства, а также характер неоднородности пласта, при выполнении решений должны рассматриваться варианты, обеспечивающие более полное извлечение нефти при большом периоде безводной добычи нефти и небольшом относительном содержании воды в общем количестве извлекаемых из пласта жидкостей.  [46]

Обобщая результаты исследований, следует отметить тот факт, что в диапазоне исследованных условий вторжение маловязкой нефти ( 2 сП) в малопроницаемые элементы пластов не наносило значительного ущерба нефтеотдаче. Негативное влияние неоднородности пластов проявляется в относительном сокращении периода безводной добычи нефти.  [47]

Объект представлен терригенными породами. Залежь - массивно-пластового типа, литологически и тектонически экранирована. Объект эксплуатируется одной добывающей скважиной, система заводнения не освоена. Текущая добыча нефти составляет 2 9 тыс. т, накопленная - 10 2 тыс. т, или 3 0 % от начальных извлекаемых запасов; текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0 1 % при безводной добыче нефти.  [48]

Бобриковский горизонт является вторым по величине запасов нефти эксплуатационным объектом месторождения. Наряду с этим было установлено, что период максимальной добычи нефти непродолжителен, период безводной добычи нефти резко уменьшается. В результате вторая стадия разработки сокращается и более быстро снижается добыча нефти.  [49]

Рассматривая пласт с большим числом пропластков, проницаемость которых меняется в интервалах, соответствующих реальным условиям, можно построить зависимость между лв и Ро ЛДя различных соотношений вязкостей. Результаты таких построений, выполненных М.М. Саттаровым и И.Х. Сабировым [185] приведены на рис. 2.2 и 2.3. Здесь рассмотрен случай, когда залежь разрабатывается одним рядом добывающих скважин. Практически количество рядов всегда больше одного. Кроме того, обводняются постепенно не ряды, а отдельные скважины. Этот факт влияет на характер рассматриваемой зависимости. На рис. 2.3 приводятся результаты расчетов, когда залежь разрабатывается тремя рядами скважин, которые отключаются последовательно по мере обводнения. Из приведенных данных видно, что по мере увеличения числа рядов сокращается срок безводной добычи нефти. Это понятно, так как при увеличении числа рядов сокращается расстояние от ВНК до первого ряда.  [50]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Добыча - безводная нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Добыча - безводная нефть

Cтраница 3

Относительно существующего параметра размещения скважин можно отметить, что отношение расстояния между скважинами к мощности нефтяной зоны обычно таково, что а в изотропных породах попадают в интервалы, для которых добыча безводной нефти приблизительно пропорциональна плотности скважин. Однако суммарная добыча нефти из скважин при этом настолько мала, что эксплуатация их имеет сомнительнее промышленное значение. Но там, где эффективность вытеснения при редком размещении скважин велика вследствие анизотропности коллектора, соответствующие значения параметра размещения а автоматически лягут в интервале, для которого добыча безводной нефти будет меньше зависеть от абсолютного размещения скважин.  [31]

Наибольшее значение рассматриваемого анализа для скважин, работающих под напором подошвенной воды, имеет характер продуктивных коллекторов, связанный с их изотропностью. Если принять нефтяную зону изотропной, то теоретическая эффективность вытеснения нефти из нее, а также количество добытой нефти крайне ограничены. Наблюдения над добычей безводной нефти в заметных количествах из скважин, законченных в пластах с подвижными подошвенными водами и работающих под их напором, показывают высокую анизотропную проницаемость. Так, для получения эффективной степени вытеснения - 25 % - в коллекторе, имеющем мощность 7 5 м, при размещении скважин с плотностью 4 га на каждую отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной должно иметь значение, указанное в табл. 23, где а является безразмерным параметром размещения скважин, изображенным на фиг. Если бы коллектор был изотропным, значение этого фактора было бы 26 4; h дают эквивалентные значения мощности нефтяной зоны для Е 0 25 в изотропной среде.  [32]

Наибольшее значение рассматриваемого анализа для скважин, работающих под напором подошвенной воды, имеет характер продуктивных коллекторов, связанный с их изотропностью. Если принять нефтяную зону изотропной, то теоретическая эффективность вытеснения нефти нз нее, а также количество добытой нефти крайне ограничены. Наблюдения над добычей безводной нефти в заметных количествах из скважин, законченных в пластах с подвижными подошвенными водами и работающих под их напором, показывают высокую анизотропную проницаемость. Так, для получения эффективной степени вытеснения - 25 % - в коллекторе, имеющем мощность 7 5 м, при размещении скважин с плотностью 4 га на каждую отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной должно иметь значение, указанное в табл. 23, где а является безразмерным параметром размещения скважин, изображенным на фиг. Если бы коллектор был изотропным, значение этого фактора было бы 26 4; ft дают эквивалентные значения мощности нефтяной зоны для Е 0 25 в изотропной среде.  [33]

Количественное представление об успешности работ в первом приближении может быть получено сопоставлением дебита нефти и обводненности продукции до и после изоляционных работ. Под термином успешность изоляционных работ понимается снижение содержания воды в добываемой продукции при сохранении или увеличении дебита нефти после проведения изоляционных работ, по сравнению с этими показателями до начала работ. Под термином же эффективность изоляционных работ подразумевают экономическую рентабельность их с учетом затрат времени и средств на проведение процесса и дополнительно полученной экономии от увеличения дебита нефти и снижения содержания воды после изоляционных работ. Только в редких случаях достигается полная изоляция водопритоков и обеспечивается добыча безводной нефти.  [34]

Разработка осуществляется 13 добывающими и 10 нагнетательными скважинами. Все добывающие скважины эксплуатируются фонтанным способом. Годовая добыча нефти составляет 203 6 тыс. т, накопленная - 2276 6 тыс. т, или 16 3 % от начальных извлекаемых запасов; текущий коэффициент нефтеотдачи составил 8 4 % при добыче почти безводной нефти. Разработка объекта осуществляется в пределах проектных показателей: фактическая годовая добыча нефти отстает на 16 %, а накопленная опережает на 31 % проектные значения.  [35]

Дебиты отбора влияют лишь на масштаб времени. Основное замечание по принятому допущению касается относительных величин градиентов давления, направленных кверху и перемещающих нефть из пласта в ствол скважины, а также влияния сил тяжести, направленных вниз и связанных с фактической разностью в плотностях воды и нефти. Если скважину закрыть, то силы тяжести вызовут снижение ранее возникшей конусообразной поверхности раздела вода - нефть и выполаживание ее в нефтяной зоне. Периодическая эксплуатация с длительными интервалами закрытия скважин между периодами откачки может привести к заметному улучшению эффективности вытеснения. Непрерывная эксплуатация скважин при столь малых дебитах, что снижение давления на забое не намного превышает напор столба жидкости, соответствующий мощности нефтяной зоны, и с плотностью, равной разности между плотностями воды и нефти, приводит, по всей вероятности, к получению повышенной добычи безводной нефти по сравнению с расчетной величиной, полученной из упрощенной теории.  [36]

Дебиты отбора влияют лишь на масштаб времени. Основное замечание по принятому допущению касается относительных величин градиентов давления, направленных кверху и перемещающих нефть из пласта в ствол скважины, а также влияния сил тяжести, направленных вниз и связанных с. Если скважину закрыть, то силы тяжести вызовут снижение ранее возникшей конусообразной поверхности раздела вода - нефть и выполаживание ее в нефтяной зоне. Периодическая эксплуатация с длительными интервалами закрытия скважин между периодами откачки может привести к заметному улучшению эффективности вытеснения. Непрерывная эксплуатация скважин при столь малых дебитах, что снижение давления на забое не намного превышает напор столба жидкости, соответствующий мощности нефтяной зоны, и с плотностью, равной разности между плотностями воды и нефти, приводит, по всей вероятности, к получению повышенной добычи безводной нефти по сравнению с расчетной величиной, полученной из упрощенной теории.  [37]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Добыча - безводная нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Добыча - безводная нефть

Cтраница 3

Относительно существующего параметра размещения скважин можно отметить, что отношение расстояния между скважинами к мощности нефтяной зоны обычно таково, что а в изотропных породах попадают в интервалы, для которых добыча безводной нефти приблизительно пропорциональна плотности скважин. Однако суммарная добыча нефти из скважин при этом настолько мала, что эксплуатация их имеет сомнительнее промышленное значение. Но там, где эффективность вытеснения при редком размещении скважин велика вследствие анизотропности коллектора, соответствующие значения параметра размещения а автоматически лягут в интервале, для которого добыча безводной нефти будет меньше зависеть от абсолютного размещения скважин.  [31]

Наибольшее значение рассматриваемого анализа для скважин, работающих под напором подошвенной воды, имеет характер продуктивных коллекторов, связанный с их изотропностью. Если принять нефтяную зону изотропной, то теоретическая эффективность вытеснения нефти из нее, а также количество добытой нефти крайне ограничены. Наблюдения над добычей безводной нефти в заметных количествах из скважин, законченных в пластах с подвижными подошвенными водами и работающих под их напором, показывают высокую анизотропную проницаемость. Так, для получения эффективной степени вытеснения - 25 % - в коллекторе, имеющем мощность 7 5 м, при размещении скважин с плотностью 4 га на каждую отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной должно иметь значение, указанное в табл. 23, где а является безразмерным параметром размещения скважин, изображенным на фиг. Если бы коллектор был изотропным, значение этого фактора было бы 26 4; h дают эквивалентные значения мощности нефтяной зоны для Е 0 25 в изотропной среде.  [32]

Наибольшее значение рассматриваемого анализа для скважин, работающих под напором подошвенной воды, имеет характер продуктивных коллекторов, связанный с их изотропностью. Если принять нефтяную зону изотропной, то теоретическая эффективность вытеснения нефти нз нее, а также количество добытой нефти крайне ограничены. Наблюдения над добычей безводной нефти в заметных количествах из скважин, законченных в пластах с подвижными подошвенными водами и работающих под их напором, показывают высокую анизотропную проницаемость. Так, для получения эффективной степени вытеснения - 25 % - в коллекторе, имеющем мощность 7 5 м, при размещении скважин с плотностью 4 га на каждую отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной должно иметь значение, указанное в табл. 23, где а является безразмерным параметром размещения скважин, изображенным на фиг. Если бы коллектор был изотропным, значение этого фактора было бы 26 4; ft дают эквивалентные значения мощности нефтяной зоны для Е 0 25 в изотропной среде.  [33]

Количественное представление об успешности работ в первом приближении может быть получено сопоставлением дебита нефти и обводненности продукции до и после изоляционных работ. Под термином успешность изоляционных работ понимается снижение содержания воды в добываемой продукции при сохранении или увеличении дебита нефти после проведения изоляционных работ, по сравнению с этими показателями до начала работ. Под термином же эффективность изоляционных работ подразумевают экономическую рентабельность их с учетом затрат времени и средств на проведение процесса и дополнительно полученной экономии от увеличения дебита нефти и снижения содержания воды после изоляционных работ. Только в редких случаях достигается полная изоляция водопритоков и обеспечивается добыча безводной нефти.  [34]

Разработка осуществляется 13 добывающими и 10 нагнетательными скважинами. Все добывающие скважины эксплуатируются фонтанным способом. Годовая добыча нефти составляет 203 6 тыс. т, накопленная - 2276 6 тыс. т, или 16 3 % от начальных извлекаемых запасов; текущий коэффициент нефтеотдачи составил 8 4 % при добыче почти безводной нефти. Разработка объекта осуществляется в пределах проектных показателей: фактическая годовая добыча нефти отстает на 16 %, а накопленная опережает на 31 % проектные значения.  [35]

Дебиты отбора влияют лишь на масштаб времени. Основное замечание по принятому допущению касается относительных величин градиентов давления, направленных кверху и перемещающих нефть из пласта в ствол скважины, а также влияния сил тяжести, направленных вниз и связанных с фактической разностью в плотностях воды и нефти. Если скважину закрыть, то силы тяжести вызовут снижение ранее возникшей конусообразной поверхности раздела вода - нефть и выполаживание ее в нефтяной зоне. Периодическая эксплуатация с длительными интервалами закрытия скважин между периодами откачки может привести к заметному улучшению эффективности вытеснения. Непрерывная эксплуатация скважин при столь малых дебитах, что снижение давления на забое не намного превышает напор столба жидкости, соответствующий мощности нефтяной зоны, и с плотностью, равной разности между плотностями воды и нефти, приводит, по всей вероятности, к получению повышенной добычи безводной нефти по сравнению с расчетной величиной, полученной из упрощенной теории.  [36]

Дебиты отбора влияют лишь на масштаб времени. Основное замечание по принятому допущению касается относительных величин градиентов давления, направленных кверху и перемещающих нефть из пласта в ствол скважины, а также влияния сил тяжести, направленных вниз и связанных с. Если скважину закрыть, то силы тяжести вызовут снижение ранее возникшей конусообразной поверхности раздела вода - нефть и выполаживание ее в нефтяной зоне. Периодическая эксплуатация с длительными интервалами закрытия скважин между периодами откачки может привести к заметному улучшению эффективности вытеснения. Непрерывная эксплуатация скважин при столь малых дебитах, что снижение давления на забое не намного превышает напор столба жидкости, соответствующий мощности нефтяной зоны, и с плотностью, равной разности между плотностями воды и нефти, приводит, по всей вероятности, к получению повышенной добычи безводной нефти по сравнению с расчетной величиной, полученной из упрощенной теории.  [37]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Безводная добыча - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Безводная добыча

Cтраница 1

Безводная добыча в трещиноватых коллекторах в основном определяется дебитом, в то время как в коллекторах порового типа она зависит от свойств пород, распределения свойств ( РУГ) нефтей, и в последнюю очередь от дебита скважин.  [1]

Циклическая эксплуатация скважины может позволить осуществлять безводную добычу газа.  [3]

Представление об абсолютных величинах градиента давления и удельной безводной добычи дает рис. 5.4. Из него видно, что по турнейскому ярусу абсолютный градиент давления не более О.  [4]

При размещении эксплуатационных скважин в присводовой части структуры получается безводная добыча конденсата.  [5]

Отсюда ясно, что для высоковязких эмульсий после периода безводной добычи наступает продолжительный период отбора обводненной нефти с постоянным водо-нефтяным отношением.  [6]

Из рассмотрения данных табл. 4 следует, что для обеспечения безводной добычи газа объем пласта сухого поля при s318 - 23 % должен составлять 20 - 30 % от начального объема газоконденсатной шапки.  [7]

Управление фильтрационным полем посредством закачки ненъютонов-схих агентов наиболее приемлемо при безводной добыче или небольшой обводненности заложи по площади.  [8]

Процесс площадного заводнения залежи можно подразделить на два основных периода: безводную добычу ( до прорыва воды в эксплуатационные скважины) и последующее прогрессирующее обводнение эксплуатационных скважин.  [9]

Таким образом, объединение двух пластов даже с одинаковыми средними параметрами привело к уменьшению безводной добычи и конечного коэффициента нефтеотдачи, а также резкому увеличению количества попутно-извлекаемой воды.  [10]

В процессе проведения площадного заводнения можно выделить два основных этапа: а) период безводной добычи, когда нагнетаемая вода идет на заполнение дренированных пустот, занятых газом, и на замещение вытесняемой остаточной нефти; б) период прогрессирующего обводнения эксплуатационных скважин. При заполнении поро-вого пространства жидкостью процесс устанавливается и количество добываемой в единицу времени жидкости становится равным количеству нагнетаемой воды.  [12]

По результатам моделирования установлено, что соотношение вязкостей ( ( х0) незначительно влияет на увеличение безводной добычи.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Безводная добыча - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Безводная добыча

Cтраница 1

Безводная добыча в трещиноватых коллекторах в основном определяется дебитом, в то время как в коллекторах порового типа она зависит от свойств пород, распределения свойств ( РУГ) нефтей, и в последнюю очередь от дебита скважин.  [1]

Циклическая эксплуатация скважины может позволить осуществлять безводную добычу газа.  [3]

Представление об абсолютных величинах градиента давления и удельной безводной добычи дает рис. 5.4. Из него видно, что по турнейскому ярусу абсолютный градиент давления не более О.  [4]

При размещении эксплуатационных скважин в присводовой части структуры получается безводная добыча конденсата.  [5]

Отсюда ясно, что для высоковязких эмульсий после периода безводной добычи наступает продолжительный период отбора обводненной нефти с постоянным водо-нефтяным отношением.  [6]

Из рассмотрения данных табл. 4 следует, что для обеспечения безводной добычи газа объем пласта сухого поля при s318 - 23 % должен составлять 20 - 30 % от начального объема газоконденсатной шапки.  [7]

Управление фильтрационным полем посредством закачки ненъютонов-схих агентов наиболее приемлемо при безводной добыче или небольшой обводненности заложи по площади.  [8]

Процесс площадного заводнения залежи можно подразделить на два основных периода: безводную добычу ( до прорыва воды в эксплуатационные скважины) и последующее прогрессирующее обводнение эксплуатационных скважин.  [9]

Таким образом, объединение двух пластов даже с одинаковыми средними параметрами привело к уменьшению безводной добычи и конечного коэффициента нефтеотдачи, а также резкому увеличению количества попутно-извлекаемой воды.  [10]

В процессе проведения площадного заводнения можно выделить два основных этапа: а) период безводной добычи, когда нагнетаемая вода идет на заполнение дренированных пустот, занятых газом, и на замещение вытесняемой остаточной нефти; б) период прогрессирующего обводнения эксплуатационных скважин. При заполнении поро-вого пространства жидкостью процесс устанавливается и количество добываемой в единицу времени жидкости становится равным количеству нагнетаемой воды.  [12]

По результатам моделирования установлено, что соотношение вязкостей ( ( х0) незначительно влияет на увеличение безводной добычи.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Безводная добыча - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Безводная добыча

Cтраница 2

При больших темпах отбора нефти ( 15 % в год) получается хотя и сравнительно большая текущая добыча нефти и непродолжительный общий срок разработки, но период безводной добычи составляет всего лишь 17 % от всего периода разработки.  [16]

В том случае, когда площадное заводнение осуществляется после разработки залежи при режиме растворенного газа, в процессе площадного заводнения можно выделить два основных этапа: а) период безводной добычи, когда нагнетаемая вода идет на заполнение дренированных пустот, занятых газом низкого давления, и на замещение вытесняемой остаточной нефти; б) период прогрессирующего обводнения эксплуатационных скважин.  [17]

В заключение следует отметить, что реализация комбинированной технологии формирования конструкции забоя на стадии заканчивания скважин существенно повышает качество разобщения пластов при несовершенном по характеру и степени вскрытии продуктивных отложений, расширяет область заканчивания скважин открытым забоем, обеспечивая более эффективное сохранение потенциальной продуктивности скважин и длительный период безводной добычи углеводородной продукции.  [18]

Рассмотрим приближенную схему с равномерной насыщенностью в зоне смеси. В стадии безводной добычи средняя водонасыщенность в зоне смеси - величина постоянная.  [19]

В условиях водонапорного режима ( как природного, так и искусственно создаваемого закачкой воды через нагнетательные скважины) обводнение скважин и продуктивных пластов - совершенно естественное явление, обусловленное самой физической сущностью процессов вытеснения углеводородов водой. Практически на всех месторождениях после периода безводной добычи наступает водная стадия эксплуатации. К конечному этапу разработки нефтяных залежей суммарная добыча попутной воды часто в 3 - 5 раз, а иногда и более превышает общую добычу нефти. Химический состав попутной воды изменяется во времени; она реагирует с породами и углеводородами и является причиной серьезных осложнений нефтедобычи, таких как солеотло-жение, сероводородное заражение, коррозия нефтепромыслового оборудования.  [20]

После обводнения концентрация нефти в добываемой жидкости резко снижалась и прирост нефтеотдачи в водный период был относительно невелик. При PQ 0 отмечается удли-ненле периода безводной добычи, но вид с ( g / Q) остается прежним.  [21]

Вскрытие в новых скважинах однородных пластов с нефтенасыщенной толщиной менее 10 - 15 м на более высоких отметках не приводит к заметному изменению динамики обводнения скважин. В этом случае скважины, как правило, дают безводную добычу короткий период времени, а затем ( или сразу) дают продукцию с обводненностью, близкой окружающим скважинам и соответствующей степени выработки запасов на данном участке.  [22]

Известно, что опережающий прорыв закачиваемой воды к забоям эксплуатационных скважин ( языки обводнения) происходит по узкой полосе в направлении от нагнетательных к эксплуатационным скважинам, так как именно здесь градиенты давления максимальны. И поэтому решение задачи равномерного вытеснения нефти и увеличения периода безводной добычи сводится к увеличению объема закачиваемой воды в направлении, параллельном нагнетательному ряду, а не к эксплуатационным скважинам.  [23]

Они соответствуют прогнозным расчетам на 50 кварталов и относятся к случаю, когда на скважине допускается обводненность продукции в 1 % ( практически безводная добыча), что удобно для последующих сопоставлений. Отсюда следует вывод о практической реальности и целесообразности применения горизонтальных скважин и добычи безводной нефти.  [24]

При большой длине трещины, ориентированной вдоль главной линии тока, охват заводнением существенно зависит от ее проводимости. При большой проводимости основной расход воды наблюдается в конце трещины и за счет этого сокращается путь продвижения воды к эксплуатационной скважине, уменьшается безводная добыча и охват заводнением.  [25]

После его обводнения концентрация нефти в добываемой жидкости резко снижалась, и прирост нефтеотдачи в водный период был относительно невелик. При ро О ( опыт № 1) отмечено удлинение периода безводной добычи, но характер функции C ( q / Q) остался прежним.  [26]

Применительно к свойствам, полученной в промышленных условиях постферментационной жидкости, были разработаны технологии биополимерного заводнения для различных пластовых условий и состояний разработки залежей. В состав биополимерных композиций входят различные инградиенты, что обеспечивает возможность проведения работ на всех стадиях заводнения нефтяного пласта. Разработанные технологии обеспечивают снижение темпов обводнения, добычу дополнительной нефти и увеличение конечной нефтеотдачи, уменьшают затраты на подъем воды, позволяют добиться удлинения периода безводной добычи и увеличения коэффициента нефтеотдачи. Были разработаны составы, позволяющие достичь весьма высоких результатов и на пластах с невысокой температурой, т.е. создать композиции для применения практически во всем диапазоне условий, присущих большинству месторождений РФ.  [27]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru