Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Коэффициент падения добычи нефти


Расчет показателей разработки

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 6Следующая ⇒

Исходные данные для расчета показателей разработки

Начальные балансовые запасы (НБЗ), т
Начальные извлекаемые запасы (НИЗ), т
На начало планируемого года: -накопленная добыча нефти, т -накопленная добыча жидкости, т -накопленная закачка воды, м3 -действующий фонд добывающих скважин -действующий фонд нагнетательных скважин   5122920,355  
Динамика бурения скважин на ближайший год: -добывающих -нагнетательных    

 

 

Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с предыдущего года:

Дпер =365К=365*0,9=328,5 (1)

где К – коэффициент эксплуатации

Годовая добыча нефти из новых скважин

Qннов =qннов ×Nднов ×Днов=6,5*20*180=23400 (2)

где Nднов – число новых добывающих скважин

Днов - количество дней работы новых скважин

qннов – средний дебит нефти новых скважин

Годовая добыча нефти из переведенных скважин

Qнпер =qнпер,t ×Nддей,t ×Дпер=3,59*280*328,5=255911,355 (3)

qнпер,t – средний дебит нефти из переведенных скважин, т/сут;

Nддей,t – число действующих добывающих скважин;

Дпер - количество дней работы переведенных скважин

Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения

Qннов,t-1 =qннов,t-1 ×Nднов ×Дпер=3,25*2*328,5=2135,25 (4)

где qннов,t-1 - средний дебит нефти из новых скважин предыдущего года, т/сут

Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года (если бы они работали без падения)

Qнпер,t-1 =Qнпер,t=255911,355 (5)

Годовая добыча нефти всего

Qн =Qннов +Qнпер=279311,355 (6)

Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения)

Qнр =Qннов,t-1 +Qнпер,t=2135,25+255911,355=258046,605 (7)

Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года

ΔQн =Qнр -Qнпер,t=279311,355-258046,605=21264,75 (8)

Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года

∆ =8 (9)

Средний дебит одной скважины по нефти

=3,73 (10)

где Nддей - действующий в данном году фонд добывающих скважин. Он равен сумме действующего фонда добывающих скважин в предыдущем году, новых добывающих скважин и числу отключенных скважин в данном году.

Средний дебит скважин по нефти, перешедших с предыдущего года

=3,25 (11)

где Кпад - коэффициент падения нефти из перешедших скважин;

qнпер,t-1 - средний дебит нефти перешедших скважин предыдущего года, т/сут;

Nддейст, t-1 - действующий фонд добывающих скважин перешедших c предыдущего года;

Nднов, t-1 - фонд новых добывающих скважин перешедших c предыдущего года

Накопленная добыча нефти

=4843609+279311,355=5122920,355 (12)

где Qнt-1– накопленная добыча нефти на начало планируемого года, т

Текущий коэффициент нефтеизвлечения

=19 (13)

где НБЗ - начальные балансовые запасы, т;

Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов

100=98,7 (14)

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов

=5,4 (15)

где НИЗ - начальные извлекаемые запасы, т

Темп отбора от текущих извлекаемых запасов

(16)

Средняя обводненность добываемой продукции

=88 (17)

Годовая добыча жидкости

=2327594,625 (18)

Добыча жидкости с начала разработки

(19)

Годовая закачка воды

(20)

Годовая компенсация отбора жидкости закачкой

(21)

Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой

(22)

Водонефтяной фактор

= 11,07 (23)

Охрана труда при РНМ

Выполнение требований охраны и рационального использования недр при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ достигается применением совершенных методик проектирования и проведения всех видов работ на всех стадиях поисково-разведочного процесса. На этапе региональных работ выбор направления (и рационального комплекса исследований) должен проводиться на основе научно обоснованной геологической модели изучаемого региона. На стадии выявления и подготовки к поисковому бурению основное внимание необходимо обращать на комплексирование различных методов (структурное бурение, сейсморазведка и др.), проводить поиски ловушек различного типа (как структурных, так и неантиклинальных).[10]

На стадии поискового бурения полнота и рациональное изучение недр достигается вскрытием разреза осадочных пород на полную мощность или технически доступную глубину и изучением всех перспективных нефтегазоносных комплексов. С тем, чтобы избежать пропуска залежей в изучаемом разрезе, главным принципом проведения поисковых работ должен быть «принцип негативной оценки перспектив нефтегазоносности» — т. е. всякий объект должен считаться перспективным, если отсутствуют доказательства его непродуктивности.

В процессе разведочных работ некомплексное проведение исследований и низкое качество интерпретации приводит к пропуску нефтегазоносных горизонтов, неправильному определению фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов и положения ВНК, ГВК, ГНК. Это является причиной неправильной оценки народнохозяйственного значения залежи и больших потерь углеводородов в недрах. Поэтому разведка должна обеспечивать полноту изучения параметров, необходимых для подсчета запасов и составления технологической схемы или проекта опытно-промышленной эксплуатации.

Одной из проблем охраны недр является освоение не только сырья (нефти и природного горючего газа), но и попутных и рассеянных компонентов (этан, пропан, бутан, гелий, сера — в газах, тяжелые металлы — в нефти), и особенно в водах нефтяных месторождений. Общее количество минерализованных вод и рассолов, добываемых попутно с нефтью, составляет по Российской Федерации около 60 млн м3/год. Эти воды содержат литий, цезий, рубидий, стронций, магний, калийные соли, щелочи и др. По величине запасов промышленно-ценных компонентов попутные воды могут конкурировать с традиционными рудными источниками их добычи (например для лития). Утилизация полезной продукции из попутных вод месторождений наряду с очисткой менее минерализованных вод до уровня ПДК (предельно допустимых концентраций) будут способствовать сохранению окружающей среды.

Основным видом работ при поисках и разведке месторождений нефти и газа является бурение глубоких скважин, которое оказывает мощное технологическое воздействие как на недра, так и на окружающую природу и приводит к возникновению целого комплекса геоэкологических проблем.

Не допускается строительство скважин вблизи населенных пунктов, школ, детских учреждений, необходимо применять все меры по охране водоемов, лесных насаждений, сельскохозяйственных угодий, культурных ценностей. В зависимости от типа бурящейся скважины на период ее бурения производится отвод земельного участка, согласно техническим нормам, размером от 0,016 до 0,035 км2.

Загрязнителями окружающей среды при бурении скважин являются многочисленные химические реагенты, применяемые для приготовления буровых растворов. Разработаны и внедряются буровые растворы с менее токсичными компонентами, нефть и нефтепродукты, используемые в качестве реагентов для обработки растворов, заменяются кремнийорганическими соединениями.

При бурении поисковых и разведочных скважин происходит нарушение целостности массива горных пород, которое влечет за собой нарушение естественной разобщенности нефтегазоносных и водоносных горизонтов и пластов, а также возможность связи их с атмосферой. В результате такого взаимодействия в водоносные пласты могут попасть углеводороды, а нефтегазоносные пласты могут подвергнуться нежелательному и неконтролируемому обводнению. Межпластовые перетоки могут привести к загрязнению и нанести вред залежам других полезных ископаемых, присутствующих в разрезе месторождения нефти и газа (например калийных солей, пресных или целебных минеральных вод и др.).

К загрязнению поверхности и большим потерям приводит открытое фонтанирование скважин. Особую опасность оно представляет в случае наличия в нефти или газах сероводорода.

Весьма опасными являются грифоны, образующиеся в результате прорыва газа по трещинам. Ликвидация последствий открытого фонтанирования — весьма сложная техническая задача. Необходимо не только прекратить фонтанирование воды и газа через устье, но и исключить возможные перетоки флюидов в открытом стволе или за колонной. Переливающие водой скважины приводят не только к потерям пластовых вод, которые как правило содержат целый комплекс полезных компонентов и часто являются целебными, но и к порче почв и угодий.

При разведке залежей с аномально низкими пластовыми давлениями (как естественными, так и искусственно созданными в результате интенсивной эксплуатации) необходимо применение облегченных растворов с тем, чтобы избежать поглощений бурового раствора. Залежи с аномально высокими пластовыми давлениями должны вскрываться с применением утяжеленных растворов, а устье должно быть оборудовано противовыбросовым устройством, а репрессия на пласт должна быть минимально возможной. Геофизические исследования в перспективных интервалах необходимо проводить в минимальные сроки (не позже, чем через 5 суток после вскрытия), интервал исследования при этом не должен превышать 200 м. Не допускается разрыв во времени между вскрытием продуктивного пласта в колонне и его испытанием, так как это приводит к кольматации (загрязнению) интервала опробования и искажению представлений об истинной продуктивности пласта.

Значительный ущерб может нанести интенсивная эксплуатация поисковых и разведочных скважин на газонефтяных и газоконденсатных месторождениях. На газонефтяных месторождениях снижение давления газовой шапки приводит к потерям при разработке нефтяной оторочки. На газоконденсатных залежах снижение давления ниже давления насыщения (давление конденсации) приводит к выпадению в жидкую фазу и потере тяжелых углеводородов.

Поисково-разведочное бурение должно производиться в строгом соответствии с геолого-техническим нарядом (ГТН), который составляется для каждой скважины до начала ее бурения и является основным документом, которым руководствуются во время работы. В ГТН приводятся интервалы глубин, в которых возможны осложнения в процессе бурения (обвалы ствола скважины, нефтегазопроявления, открытое фонтанирование, грифонообразование и др.) и меры по их предотвращению.

Геолого-техническим нарядом определяется конструкция скважины, которая позволила бы надежно изолировать друг от друга нефте-, газо- и водонасыщенные горизонты, обеспечила бы герметичность колонны и высокое качество их цементирования.

Поисковые и разведочные скважины, если необходимо приостановить работы по их строительству или исследованию, могут временно консервироваться. К консервации скважин прибегают в том случае, когда из-за невозможности подъехать к буровой или из-за нарушения устья скважины невозможно продолжать бурение, или при получении промышленного притока для ожидания обустройства и ввода в опытную эксплуатацию. Во избежание аварий и осложнений после расконсервации такие скважины необходимо надлежащим образом обработать и оборудовать. Ствол скважины, которую собираются вводить в эксплуатацию после расконсервации, заливают глинистым раствором, который может быть обработан поверхностно-активными веществами, а верхняя часть ствола (до 30 м) заполняется нефтью.

По завершении работ скважины ликвидируются. Ликвидации подлежат следующие категории скважин. Первая — опорные, поисковые, параметрические, разведочные, выполнившие свое назначение и оказавшиеся после бурения непродуктивными. Вторая группа — эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные, пробуренные в неблагоприятных геологических условиях. В третью группу входят скважины, которые не могут использоваться по техническим причинам из-за низкого качества проводки или аварий в процессе бурения. К четвертой группе относятся эксплуатационные скважины, дальнейшее использование которых невозможно или нецелесообразно вследствие полного обводнения или падения дебита ниже предельно рентабельного.

Ликвидация скважин проводится с соблюдением всех норм и требований по охране недр. При ликвидации скважин в интервалах со слабопродуктивными или непродуктивными пластами устанавливают цементные мосты. Высота цементного моста должна быть равна мощности пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливается на высоту не менее 50 м.

Ствол скважины заливается качественным глинистым раствором, плотность которого позволяет создать на забое давление, превышающее пластовое. При отсутствии в разрезе газовых и газоконденсатных залежей и горизонтов с высоконапорными минерализованными водами разрешается извлечение обсадных колонн.

Для предотвращения загрязнения земель в районе бурящейся скважины нефтью, мазутом, буровым раствором и шламом сооружаются отстойники и амбары и проводится обваловка территории буровой скважины. После завершения строительства скважины все земли, занятые под буровую, и подъездные пути к ней должны быть восстановлены. Накопленные при опробовании нефть и воду закачивают обратно в скважину, грязевые приемники и земляные амбары засыпают, территорию буровой очищают от металлических, бетонных и деревянных предметов и выравнивают, а затем по акту передают соответствующим местным организациям.

Объемы и методика работ по охране окружающей среды при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ контролируются природно-климатическими условиями. На территории Российской Федерации выделены три типа ландшафтно-климатических зон — аридная, гумидная и криогенная.

Криолитозона — зона развития мерзлых пород занимает обширные зоны на севере Тимано-Печорской, Западно-Сибирской и Восточно - Сибирской нефтегазоносных провинций.

Аридная зона развита лишь на крайнем юго-востоке Европейской части Российской Федерации, в основном в пределах Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Гумидная зона развита на значительной площади территорий Северокавказско-Мангышлакской, Западно-Сибирской, Тимано-Печорской, Волго-Уральской нефтегазоносных провинций.

Особое внимание следует уделять охране природы при ведении поисково-разведочных работ в криолитозоне. Окружающая среда в зоне развития мерзлых пород наиболее уязвима к проведению таких видов работ, как бурение и испытание скважин, сейсморазведка, строительство и эксплуатация дорог и нефте- и газопроводов. Естественная геоэкологическая обстановка трудно восстанавливается, возможна активизация криогенных геологических процессов (термокарст, пучение, заболачивание), физическая деградация верхних горизонтов много лет немерзлых пород. Для сохранения много лет немерзлых грунтов в зонах работы буровых установок необходимы специальные фундаменты, предусматривающие искусственное охлаждение и сохранение естественного холода в их нижней части, что позволяет предотвратить растаивание мерзлого грунта в основании буровой установки в течение всего периода бурения.

При работах в тундровой зоне основными причинами нарушения почвенного покрова являются вынужденное частичное использование гусеничной техники в бесснежный период и отсутствие специальной транспортной техники с низким давлением на грунт. Ввиду того, что используемая техника приводит к разрушению почвенного покрова тундры, здесь необходим транспорт высокой проходимости на большеобъемных шинах с минимальным давлением на грунт, который практически не вызывает нарушений почвенно-растительного слоя и предохраняет мерзлоту от развития нежелательных криогенных процессов.

 

Рекомендуемые страницы:

lektsia.com

Кривое падение - добыча - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Кривое падение - добыча

Cтраница 1

Кривые падения добычи в третьей стадии, подобные показанным, характерны как для залежей с умеренными, так и весьма высокими максимальными темпами. При умеренных темпах это различие в характере падения добычи приводит к некоторому разбросу точек.  [1]

Выпуклые и прямолинейные кривые падения добычи в третьей стадии обычно соответствуют залежам с маловязкой нефтью, по которым принятые системы разработки обеспечивают отбор к началу падения добычи нефти не менее 40 % извлекаемых запасов нефти.  [3]

Дальнейшим развитием метода кривых падения добычи занялся в 1912 - 1918 гг. Реква, предложивший в качестве способа оценки запасов нефтяных месторождений пользование средними кривыми процентного падения в качестве первоначальных видов кривых производительности.  [4]

Дальнейшее развитие метода кривых падения добычи газа связано в основном с падением давления. Нередко анализы падения давления в связи с добычей газа проводились по отдельным скважинам, а для определения запасов по всей залежи ( или участку) давления усреднялись, а добыча суммировалась.  [5]

При исключении регулируемых факторов все осложнения на кривых падения добычи могут быть объяснены лишь естественными, нерегулируемыми человеком факторами.  [6]

Этот закон был принят за основу способа подсчетов запасов нефти с помощью кривых падения добычи.  [7]

Вычисление QW ( Af) особых трудностей не вызывает и осуществляется методами статистической обработки кривых падения добычи нефти при эксплуатации скважин на естественном режиме.  [8]

С того времени этот закон был принят за основу способа исчисления запасов нефти с помощью кривых падения добычи.  [9]

Кривую средней производительности применяют для оценки добывных возможностей новых месторождений, по которым нет данных, достаточных для построения кривых падения добычи. Когда сведений о прошлой эксплуатации недостаточно, будущую добычу определяют по кривой падения средней производительности скважин.  [10]

Кривая средней производительности одной скважины или нескольких скважин применяется для оценки добывных возможностей новых площадей и оценки новых промыслов, по которым нет данных, достаточных для построения кривых падения добычи. По старые площадям, где сведения о прошлой эксплуатации недостаточны, будущая добыча определяется по кривой падения средней производительности площади.  [11]

Харриса представляются актуальными также и при определении нефтеотдачи по аналогии, которая наряду с эмпирическими и аналитическими методами широко используется не только на поздней стадии разработки, когда она наряду с методом кривых падения добычи может оказаться полезной при решении вопросов оценки нефтяного хозяйства, но и на ранней стадии, когда так называемый профиль добычи строится по аналогии еще в предбуровой период или после получения промышленной продукции в скважине - открывательнице залежи или месторождения. Для общего улучшения разведки и разработки залежей углеводородов Д. Г. Харрис считает необходимым более тесное сотрудничество инженеров с геологами.  [12]

Моделирование залежей с точки зрения системного изучения их неоднородности, картирование трещиноватости при помощи автоматических сейсмопроцессоров дают возможность более детально изучать геологическое строение залежи с точки зрения определения параметров объемного метода, позволяют определять оптимальные условия первичной разработки залежей и более уверенно использовать метод материального баланса и кривые падения добычи. Моделирование дает возможность более детально изучать зависимости между параметрами пластовых жидкостей, изменения этих параметров в зависимости от термобарических условий, устанавливать более корректные многомерные связи.  [13]

Запасы нефти в пласте учитывают обычно на основании приложения факторов, определяющих нефтеотдачу, к состоянию нефти в коллекторе. Их подсчитывают также на основании изучения кривых падения добычи при разработке или путем использования сравнительных числовых величин нефтеотдачи на 1 га - м, полученных опытным или статистическим путем.  [14]

Такой подход к самому понятию о запасах как резервах на будущее предопределяет и соответствующее к ним отношение, которое выражается прежде всего в детальном геологическом изучении нефтяных и газовых залежей, получении достаточных и объективных исходных данных для определения расчетных параметров, использовании комплекса методов расчета. Этим же определяется и широкое применение ( и научное развитие) метода кривых падения добычи нефти и газа, который для условий нефтяного и газового хозяйства в США считается no - существу основным методом. При этом, в случаях возможных колебаний при экстраполяции кривой, принимается вариант наиболее осторожной оценки.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Коэффициент - изменение - добыча - нефть

Коэффициент - изменение - добыча - нефть

Cтраница 1

Коэффициент изменения добычи нефти ( газа) определяется делением фактической среднемесячной добычи из переходящего фонда скважин на среднемесячную добычу января из этого же фонда.  [1]

Коэффициент изменения добычи нефти в планируемом году / Сит по объединению ( предприятию) определяют как средневзвешенную величину этих показателей, предусмотренных в проектах разработки отдельных месторождений. Этот коэффициент учитывает влияние геолого-физических и промыслово-технологи-ческих факторов на изменение фонда добывающих скважин и их производительность.  [2]

Коэффициент изменения добычи нефти в планируемом году Кп t 1 по объединению ( предприятию) определяется как средневзвешенная величина этих показателей, предусмотренных в проектах разработки отдельных месторождений.  [3]

Коэффициент изменения добычи нефти в планируемом году Кп t 1 но объединению ( предприятию) определяется как средневзвешенная величина этих показателей, предусмотренных в проектах разработки отдельных месторождений.  [4]

Коэффициент изменения добычи нефти из старых скважин но объединению определяется как средневзвешенная величина коэффициентов изменения по месторождениям объединения.  [5]

Кк - коэффициент кратности, соответствующий коэффициенту изменения добычи нефти в данных условиях.  [6]

Коэффициенты изменения мощности новых скважин равны коэффициентам изменения добычи нефти по переходящему фонду.  [7]

Отсюда можно сделать вывод, что методика планирования по ( коэффициентам изменения месячной добычи нефти, созданная в период нерегулируемых систем разработки, себя изжила и для залежей, разрабатываемых в условиях вытеснения нефти водой, от нее следует отказаться.  [8]

Приведенные на рис. 28 и 29 данные показывают, что динамика коэффициентов изменения добычи нефти по переходящим скважинам носит характер изломанной кривой.  [9]

Основные трудности расчета добычи нефти из переходящих скважин связаны с определением коэффициента изменения добычи нефти Д и м 1 из переходящих в планируемом году по сравнению с предшествующим годом. На изменение добычи по переходящим скважинам влияют различные факторы.  [10]

По найденным значениям KKV из заранее составленных таблиц отыскиваются соответствующие значения коэффициента изменения месячной добычи нефти.  [11]

Основные трудности расчета добычи нефти из переходящих скважин связаны с определением коэффициента изменения добычи нефти Ки м - ] из переходящих в планируемом году по сравнению с предшествующим годом. На изменение добычи по переходящим скважинам влияют различные факторы.  [12]

Таким образом, предлагаемая методика является универсальным инструментом, позволяющим не только точно рассчитать коэффициент изменения добычи нефти на перспективу, пользуясь проектными данными и фактическим материалом за истекший период, но и оценить влияние различных факторов на получаемые показатели, что особенно важно с точки зрения выработки правильной стратегии научно-технического прогресса в области нефтедобычи и организации производства.  [13]

Кк - коэффициент кратности, соответствующий принятой продолжительности эксплуатации ( в месяцах) и коэффициенту изменения добычи нефти в данных условиях.  [14]

На основании анализа показателей разработки месторождений Азербайджана за ряд лет в предлагаемой методике сделана попытка выявить наличие связи между коэффициентом изменения добычи нефти, средними дебитами скважин обводненностью продукции для месторождений, находящихся в различной стадии разработки ( со стабильной или падающей добычей), с различными системами воздействия и энергетической характеристикой залежей.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Низкий коэффициент - нефтеотдача - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Низкий коэффициент - нефтеотдача

Cтраница 2

Отличается незначительными, но устойчивыми дебитами, низким коэффициентом нефтеотдачи.  [16]

Известно, что для обеспечения высоких темпов развития нефтяной промышленности в стране ежегодно создаются новые производственные мощности. Однако значительная их часть расходуется на возмещение падения добычи нефти по разрабатываемым месторождениям с низким коэффициентом нефтеотдачи пластов.  [17]

Однако быстрый рост мирового производства первичных источников энергии сопровождается крупными потерями в процессе потребления. Для того чтобы полезно использовать единицу энергии, человечество вынуждено добывать около четырех ее единиц - Низкие коэффициенты нефтеотдачи приводят к потерям огромных количеств нефти: до 50 - 55 % ресурсов остается в недрах.  [18]

Фацкальное выклинивание водоносных горизонтов и Замещение их водоупорными породами особенно характерно для нефтяных стратиграфических и литологиче-ских залежей. Именно в таких залежах, иногда называемых закрытыми или замкнутыми, чаще всего наблюдается быстрое истощение энергии краевых вод и низкие коэффициенты нефтеотдачи.  [19]

Однако быстрый рост мирового производства первичных источников энергии сопровождается крупными потерями в процессе потребления. Для того, чтобы полезно использовать единицу энергии, человечество вынуждено добывать около четырех ее единиц. Низкие коэффициенты нефтеотдачи приводят к потерям огромных количеств нефти.  [20]

Объясняется это тем, что большое сопротивление вытеснению оказывает высокая вязкость вытесняемой жидкости. В процессе вытеснения вода замещает растворитель, в результате чего эффективность вытеснения снижается. Низкий коэффициент нефтеотдачи при вытеснении нефти оторочкой растворителя объясняется также неравномерным охватом вытеснения растворителем. Высокая вязкость вытесняемой нефти способствует образованию языков, поэтому большая часть ее не подвергается воздействию растворителя.  [21]

Различным режимам присуща своя динамика давления по мере выработки месторождения. Типичные кривые давление - добыча для трех главных режимов сопоставлены на рис. I. Режим растворенного газа характеризуется быстрым падением давления и низким коэффициентом нефтеотдачи. При режиме газовой шапки давление поддерживается на более высоком уровне, чем при режиме растворенного газа, и потому создается более высокий коэффициент нефтеотдачи. Повышение его зависит от размера газовой шапки относительно нефтяной зоны и от способа добычи. Водонапорный режим наиболее эффективен для поддержания пластового давления и обычно обусловливает наиболее высокий коэффициент нефтеотдачи. Однако режим газовой шапки, примененный так, чтобы максимально использовать гравитационные силы, может дать больший коэффициент нефтеотдачи, чем водонапорный режим.  [23]

Кирмакинская свита Апшеронской нефтегазоносной области, являющаяся огромным вместилищем нефти и газа, по литолого-фациальным особенностям отложений и энергетическим условиям резко отличается от других горизонтов продуктивной толщи. На долю залежей кирмакинской свиты приходится около 30 % первоначальных балансовых запасов продуктивной толщи. Залежи КС Апшерона разрабатываются в течение нескольких десятков лет, однако в пределах Апшеронской области самый низкий коэффициент нефтеотдачи имеют залежи этой свиты. Поэтому вопросы нефтеотдачи КС привлекают особое внимание.  [24]

В разделе по вскрытию продуктивных пластов вертикальными и горизонтальными скважинами рассматривались вопросы общего характера, и рекомендации проектировщикам не ограничивались малой толщиной пласта, какой бывает величина h оторочек. На газонефтяных месторождениях Уренгойское, Заполярное, Феодоровское, Среднеботуобинское и др. толщина оторочки колеблется в диапазоне 4 hOT 16 м при средней толщине оторочки 8 - нЮ м, из которой около 4 - х метров составляют переходные зоны газ-нефть и нефть-вода. При небольшой проницаемости пласта и сравнительно высокой вязкости нефти дебит вертикальной скважины становится очень низким. В условиях возможного разрушения призабойной зоны величина градиента давления в пласте, как правило, ограничивается. В результате таких ограничений, связанных с толщиной оторочки и величиной градиента давления, вертикальные скважины для разработки нефтяных оторочек становятся непригодными. С этим связан и низкий коэффициент нефтеотдачи при разработке нефтяных оторочек вертикальными скважинами.  [25]

Регулирование темпа отбора нефти заметно влияет на эффективность, с которой происходит разработка месторождений на водонапорном режиме. Первое условие, необходимое для осуществления разработки месторождения на водонапорном режиме, заключается в том, чтобы количество вторгающейся в месторождение воды было равно объему добытой жидкости. Скорость вторжения воды в пласт прямо пропорциональна перепаду давления между законтурной областью и нефтяной зоной. Чем выше темп отбора нефти, тем больше должен быть перепад давления между законтурной областью и нефтяной зоной для того, чтобы скорость внедрения воды поддерживалась равной темпу отбора. Если скорость вторжения воды не соответствует темпу отбора нефти, то процесс добычи ее может происходить не только за счет водонапорного режима. При очень высоких темпах отбора режим разработки месторождения может полностью измениться и добыча нефти будет происходить за счет развития в месторождении режима растворенного газа со свойственным ему низким коэффициентом нефтеотдачи.  [26]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru