Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Месторождения девонской нефти


Девонское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Девонское месторождение

Cтраница 2

Таким образом, для условий девонских месторождений, бесспорно, существует связь между темпами разработки залежи и текущим коэффициентом нефтеотдачи. Эта зависимость объясняется, по нашему мнению, аномальными свойствами нефти. Поэтому понятно, насколько важно при составлении проектов разработки нефтяных залежей тщательно изучать реологические свойства нефти и определить величину градиентов давления сдвига, при которых у нефти появляются аномалии вязкости.  [16]

Примечательно, что вязкость нефти девонских месторождений невысокая даже при сравнительно низкой температуре. Это позволяет избежать больших гидравлических потерь в системе гидропоршневых насосных установок в зимнее время года.  [17]

Промысловая практика гидроразрыва в скважинах девонских месторождений Башкирии убедительно показала высокую эффективность этого метода для увеличения дебитов нефтяных скважин, освоения, увеличения поглотительной способности и борьбы с затуханием поглощения в нагнетательных скважинах.  [18]

Таким образом, в условиях разработки девонских месторождений для равномерной выработки нефти из пластов следует постепенно увеличивать отбор жидкости при сохранении депрессии на пласт на неснижающемся уровне. В связи с этим оптимальный режим эксплуатации обводненных скважин должен устанавливаться иначе, чем это делалось раньше.  [19]

В настоящее время по опыту разработки девонских месторождений установлено, что нефтеотдача зависит от скорости фильтрации. При этом И. Г. Пермяков установил, что наибольшая нефтеотдача достигается при скорости фильтрации 8 - 10 м / год. Элементарные расчеты показывают, что на линии первого и третьего рядов скорость фильтрации за все время разработки была выше 8 м / год. На линии же второго ряда в течение продолжительного периода скорость фильтрации была равной 3 5 м / год и только за последние три года была увеличена до 5 4 м / год.  [21]

Статистическая обработка данных ( отдельных участков девонских месторождений) скважин с обводненностью продукции свыше 50 % свидетельствует об эффективности форсирования отбора жидкости. При обводненности до 60 % форсирование приводит к приросту текущей добычи нефти, а свыше 60 % - к снижению темпа падения добычи нефти. Форсирование отбора жидкости в пределах 1 5 - 3-кратного увеличения дебита при указанных процентах обводненности ( выше 60 %) позволяет несколько стабилизировать уровень отбора нефти. Снижение же отбора жидкости в период обводненности продукции на 90 и более процентов ведет к резкому снижению доли нефти в добываемой продукции скважины.  [22]

На Туймазинском, Шкаповском и ряде других девонских месторождений накоплен обширный геолого-промысловый материал, позволивший существенно скорректировать применявшийся ранее геолого-экономический критерий для размещения скважин в пределах маломощных пластов и водонефтяных зон. Этот критерий представляет собой минимальную величину первоначальной нефтенасыщенной толщины пласта, при которой заложение скважины экономически рентабельно. С точки зрения экономики, это означает, что скважина, вскрывшая пласт с нефтенасыщенной толщиной, например, 4 м, должна обеспечить суммарную добычу нефти, стоимость которой покроет все затраты на строительство скважины с учетом минимального процента прибыли.  [23]

Первая задача решена успешно на всех девонских месторождениях.  [24]

Рассмотрим на основе анализа геологопромысловых данных по девонским месторождениям Башкирской АССР ( табл. 22) влияние различных факторов на конечные коэффициенты нефтеизвлечения.  [25]

Из табл. 7 следует, что на девонских месторождениях соотношение добывающих и нагнетательных скважин близко к 3 0 ( кроме Серафимовского месторождения), а на месторождениях терригенного нижнего карбона - несколько больше. Таким образом, на современной стадии разработки на месторождениях терригенного девона реализуются более интенсивные системы заводнения, чем на месторождениях угленосной толщи. Но последние, соответственно, как свидетельствуют данные той же табл. 7, находятся на несколько более ранних этапах разработки. По текущей обводненности и нефтеотдаче девонские месторождения имеют более высокие показатели.  [26]

Оценка итогов интенсивной эксплуатации высокообводненных скважин на девонских месторождениях Башкирии первоначально сводится к статистической обработке данных по добыче нефти для разделения скважин на две-три категории по характеру изменения темпов отбора жидкости.  [27]

Для условий невырабатываемых или плохо вырабатываемых кровельных частей девонских месторождений ( толщиной примерно до 3 5 м и менее) согласно экспериментально-теоретическим проработкам наиболее действенным является применение газа высокого давления 20 0 - 22 0 МПа. В качестве рабочего агента целесообразно использовать природные и попутные газы.  [28]

Таким образом, в условиях подщелачивания сточной воды девонских месторождений аммиаком происходит быстрое обескислороживание воды за счет связывания растворенного кислорода закисным железом: содержание растворенного кислорода приближается к величинам, получаемым при барботировании воды техническим азотом.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Девонское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Девонское месторождение

Cтраница 3

Большое значение для изучения систем разработки с заводнением имеют девонские месторождения, на которых осуществлены различные виды заводнения и накоплен значительный промысловый материал за первые две стадии разработки. Ниже приводится общая характеристика текущей стадии их разработки.  [31]

Системы законтурного заводнения с самого начала разработки освоены на девонских месторождениях: Туйма-зинском, Серафимовском и Шкаповском. Отличие между ними заключается в том, что на Туймазинском и Серафимовском месторождениях дополнение законтурной системы внутриконтурными линиями и очагами нагнетания воды длилось продолжительное время ( более 20 лет), а на Шкаповском месторождении элементы внутриконтурного заводнения были уже предусмотрены в проекте разработки.  [32]

Явление упругости пласта и пластовых жидкостей хорошо заметно на девонских месторождениях Татарии и Башкирии, залегающих на большой глубине и связанных с обширными водонапорными системами.  [33]

Разработка методов избирательной изоляции подошвенной воды химическими способами в условиях девонского месторождения в Туймазах и Ромашкино.  [34]

Исследования кинетики взаимодействия закисного железа с кислородом в сточной воде девонских месторождений показали ( рис. 12), что в нейтральных электролитах ( рН5 2 - 6 2) скорость реакции незначительна. Скорость этой реакции резко возрастает при подщелачивании среды аммиаком. Так, в сточной воде при рН8 5 реакция при интенсивной аэрации заканчивается-через 15 мин. Если опыт вести при ограниченном доступе кислорода, то при рН 6 0 через 1 сут остается еще 70 % непрореагировавшего кислорода.  [35]

Системы законтурного заводнения с самого начала разработки были освоены на девонских месторождениях: Туймазинском, Сера-фимовском и Шкаповском. Однако на Туймазинском и Серафимов-ском месторождениях интенсификация заводнения внутриконтур-ными линиями и очагами нагнетания воды затянулась на длительное время, а на Шкаповском месторождении элементы внутриконтурного заводнения были предусмотрены уже в первоначальном проекте разработки. Использование преимущественно внутрикон - турного заводнения с самого начала разработки было предусмотрено на Арланском - месторождении.  [36]

Современный этап развития добычи нефти в Башкирии характеризуется тем, что соотношение девонских месторождений и месторождений карбона быстро меняется в пользу последних. Из-за того, что девонские залежи интенсивно обводняются, а разработка залежей карбона требует значительно больших капиталовложений и-затрат материальных средств и труда, технико-экономические показатели в целом по Башкирии существенно меняются.  [37]

ВНФ, однако ВНФ Манчаровского и Тай-мурзинского месторождений несущественно отличается от ВНФ девонских месторождений маловязких нефтей ( 1 - 2 3 мПа - с), хотя разница в вязкости нефти восьмикратная. Поэтому, видимо, такое большое различие в ВНФ Арланских площадей в значительной степени объясняется форсированием отборов на стадии высокой обводненности.  [38]

Следует отметить, что среди более чем двух тысяч эксплуатационных скважин на девонских месторождениях большую часть в водный период эксплуатировали со снижением депрессии на пласт.  [39]

Как видно из табл. 19 наименьшей погрешностью прогноза текущей и конечной нефтеотдач по девонским месторождениям фактически на всех стадиях разработки обладает метод Назарова. Однако с обводненности 70 % метод Пермякова дает более точные значения, чем метод Назарова.  [40]

Это обусловлено меньшей продуктивностью большинства новых месторождений и резким снижением деби-тов скважин по девонским месторождениям, меньшей эффективностью заводнения пластов при разработке угленосных месторождений с высоковязкой нефтью, вводом в разработку около 20 мелких разбросанных залежей с незначительными запасами и дебитами скважин.  [41]

С целью решения поставленной задачи был собран и обработан геолого-промысловый материал по разработке некоторых девонских месторождений Башкирии. Для сравнительной оценки показателей процесса обводнения выбор месторождений или их отдельных участков проводился с учетом следующих особенностей. Во-вторых, необходимо было выбрать такие месторождения, процесс разработки которых характеризуется прогрессирующим обводнением. Во-вторых, месторождение должно иметь сравнительно хорошую литолого-фациальную характеристику продуктивного пласта. В-третьих, темпы разработки и технология разработки месторождения должны быть высокими и достаточно эффективными. И, наконец, расположение контуров нефтеносности и рядов эксплуатационных скважин должны позволить замену реальных форм залежи гидродинамическими расчетными схемами с достаточной степенью точности.  [43]

Как видно из табл. 1.6, наименьшей пофешностью прогноза текущей и конечной нефтеотдачи по девонским месторождениям фактически на всех стадиях преобладает метод Назарова.  [44]

Для современного уровня теории и практики нельзя признать удовлетворительным положение, когда даже по девонским месторождениям Башкирии, разрабатываемым с применением передовой технологии заводнения, извлекается лишь половина запасов нефти из недр. Тем более это справедливо для залежей с высоковязкой нефтью и карбонатными коллекторами.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Девонское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Девонское месторождение

Cтраница 4

По своему первоначальному содержанию система законтурного заводнения выбрана по образу первоначальной системы заводнения на Туймазинском девонском месторождении, внутриконтурное воздействие ориентировано на Ромашкинский девонский вариант.  [46]

По своему первоначальному содержанию система законтурного заводнения выбрана по образу первоначальной системы заводнения на Туймазинском девонском месторождении, внутриконтурное воздействие ориентировано на Ромашкинский девонский вариант.  [47]

Советские ученые, основоположники новой науки - подземной гидравлики-установили, что пластовое давление в девонских месторождениях Башкирии, Татарии и других районах Второго Баку обеспечивается огромными запасами упругой энергии воды, которая окружает нефтяные залежи, находится за контуром нефти.  [48]

Практически отсутствуют данные исследований по скважинам, оборудованным ЭЦН, обеспечивающим основную добычу нефти на девонских месторождениях. В целом из года в год объем исследований в среднем на скважину снижается.  [49]

Принятая в настоящее время методика ОКБ БН позволяет решить задачу подбора погружных насосов к нефтяным скважинам девонских месторождений Татарии, Башкирии и Ухты. Использование ее для условий Западной Сибири требует определенных коррективов, к тому же связано с проведением громоздких расчетов.  [50]

Из таблиц видно, что по Бавлинскому месторождению обводненность добываемой продукции была ниже, чем по другим девонским месторождениям.  [51]

Кроме Ново-Бавлинского, уже разрабатываемого участка, данный проект не охватывает также центральный участок, расположенный над Бавлинским девонским месторождением нефти. Участок исключен из рассмотрения, во-первых, потому что по нему нет гидродинамических исследований скважин, во-вторых, потому что угленосную залежь здесь нельзя рассматривать в отрыве от девонского месторождения, находящегося на завершающем этапе разработки. Возможно при совместном рассмотрении будет предложено девонские скважины, выходящие в тираж, использовать на угленосную залежь.  [52]

Например, для получения функции классификации, формализующей опыт создания водонепроницаемого экрана нагнетанием раствора на водной основе для девонского месторождения НГДУ Туймазанефть ( 1424), был собран промысловый материал по 52 скважинам.  [53]

Причем темпы падения производительности труда на третьей стадии в первые годы очень высоки и составляют по НГДУ, разрабатывающим девонские месторождения, 15 - 22 % в год.  [54]

Кроме того, выполнены теоретические расчеты и лабораторные исследования для изучения возможности воздействия на остаточную нефть газом высокого давления для условий девонских месторождений.  [55]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru