Водонефтяного фактора lg w от накоплен­ной добычи нефти Qн. Накопленная добыча нефти это


Водонефтяного фактора lg w от накоплен­ной добычи нефти Qн

В настоящее время создано несколько десятков аппроксимаций фактических показателей разработки объектов при заводнении. Большое их разнообразие связано с попытками уменьшить прису­щие всем им следующие недостатки

.

Рис. 8. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма доли нефти

В потоке lg nн от логарифма накопленной добычи жидкости lg Qж

Рис. 9. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) изменения

Текущей добычи нефти q от времени t

q0 - начальный дебит (добыча)

Применение способов прогнозирования основных технологиче­ских показателей разработки при заводнении возможно только при обводнении добываемой продукции скважин от 30 до 90 %. Все имеющиеся способы не учитывают технологических изме­нений при разработке объекта (бурение дополнительных скважин, изменение режима работы скважин и др.). Отсутствие универсальных способов, применимых для любых объектов, и в результате необходимость предварительной апроба­ции в конкретных условиях.

Период прогноза на будущее не может быть больше периода, предшествующего обводнению. На ранних стадиях заводнения это ограничивает их применение, точность прогноза становится очень низкой.

Несмотря на указанные недостатки, сопоставление фактиче­ских показателей разработки объекта с применением метода повы­шения нефтеотдачи пластов и прогнозных, полученных до приме­нения метода, наиболее надежно и наглядно (рис. 4).

Большой практический опыт использования различных графо­аналитических способов сравнения показателей разработки раз­личных объектов, прогноза перспектив разработки месторождений при заводнении, оценки технологической эффективности различных технологических мероприятий, проводимых на месторождениях, позволяет рекомендовать пять предпочтительных способов (рис. 5-9), к основным достоинствам которых относятся сле­дующие:

достаточно высокая надежность получаемых результатов;

простота использования и наглядность;

возможность интегрального учета геологических особенностей строения пласта;

возможность определения различных показателей эффективно­сти и добычи нефти за счет применения метода, снижения добычи воды, повышения темпа разработки и др.

Точность оценки технологической эффективности методов в значительной мере зависит от соблюдения технологии разработки объекта во время применения метода (такой же, как и до приме­нения), а также от длительности периода, на который проводится экстраполяция.

Применение указанных способов оценки эффективности мето­дов в каждом конкретном случае требует предварительной их апробации для данного месторождения или района. На основании этой апробации дается оценка точности их применения по диспер­сии фактических и расчетных данных.

Если базовым вариантом разработки служит режим истощения, то экстраполируются фактические показатели текущей добычи нефти во времени (см. рис. 9). При этом добыча нефти до приме­нения метода может аппроксимироваться показательной, гипербо­лической или гармонической функцией. Выбор приемлемой функ­ции, как и в предыдущих случаях, определяется наименьшей дис­персией фактических и расчетных данных.

Добыча нефти за счет применения метода определяется как разница фактических и расчетных показателей для базового ме­тода, полученных экстраполяцией на одинаковый объем добытой жидкости или время.

Применение метода на поздней стадии не исключает как допол­нительный способ оценки эффективности сравнение технологиче­ских показателей опытного и контрольного участков.

studfiles.net

Технологические показатели разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

Технологией разработки нефтяных месторожденийназывается совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.

Добыча нефти qн – основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча qнс приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости qж – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа qг. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель – накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп разработки Z(t)– отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Z( t) = qH ∕ N (1.12)

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

На рисунке 1.7 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями [1].

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.

Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

 

1 – месторождение А; 2 – месторождение В; I, II, III, IV – стадии разработки

Рисунок 1.7 – График изменения темпа разработки во времени

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.

Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким Увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 % от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

Как видно из рисунка 1.10 (кривая 2), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12 - 20 % в год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 - 10 % в год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 - 5 % в год.

Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов и темп отбора остаточных извлекаемых запасов . По определению

(1.13)

где – годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; – балансовые запасы нефти.

Если (1.8) – темп разработки, то связь между и выражается равенством:

(1.14)

где – нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.

Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти:

, (1.15)

где – накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки.

Накопленная добыча нефти:

(1.16)

где – время разработки месторождения; – текущее время.

Текущую нефтеотдачу или коэффициент отбора балансовых запасов определяют из выражения:

(1.17)

К концу разработки месторождения, т.е. при , нефтеотдача:

(1.18)

Обводненность продукции – отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

(1.19)

Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных – отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях µ0:

µ0 = µн / µв (1.20)

где µни µв – динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта [23].

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.

Темп отбора жидкости – отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.

Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим – уменьшается, а по третьим – возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.

Водонефтяной фактор – отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м3/т. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 - 8 м3/т и в некоторых случаях достигает 20 м3/т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин – важнейшие технологические показатели процесса разработки.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих – минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени.

Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт – давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

Вопросы для самоконтроля:

1. Дайте определение понятию «разработка нефтяных месторождений».

2. Какие основные категории включает в себя теория разработки нефтяных месторождений?

3. Приведите примеры гидродинамических взаимосвязей нефтяных месторождений с окружающей их водонапорной системой.

4. Как распределяется давление в нефтяной залежи в процессе её разработки?

 

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Накопленная добыча - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Накопленная добыча

Cтраница 3

Кривые дебит - накопленная добыча, построенные в абсолютных масштабах, как правило, сильно отличаются Друг от друга в связи с большим различием извлекаемых запасов и темпов разработки.  [31]

Кривые дебит - накопленная добыча в безразмерной форме строят следующим образом: по оси ординат откладывают годовую добычу q, выраженную в процентах от максимальной годовой добычи gwx, а по оси абсцисс - накопленную добычу нефти S / на соответствующую дату, выраженную или в процентах от объема извлекаемых запасов Q, или от объема эффективной пористости ( по М. А. Жданову), которая равна объему балансовых ( геологических) запасов Q0, или, наконец, от объема пор тех участков и пропластков пласта, по которым произошло перемещение жидкости при вытеснении нефти водой или газом.  [32]

Соотношение дебит - накопленная добыча можно получить путем подстановки соотношения дебит - время в соотношение время - накопленная добыча.  [33]

Таким образом определяется прогнозная накопленная добыча жидкости QHI за любой срок или за весь срок разработки участка ( месторождения) при обычном заводнении.  [34]

Интересен анализ себестоимости накопленной добычи 1 т нефти. Начиная с III стадии, отмечается общая закономерность роста себестоимости накопленной добычи 1 т нефти, и зависимость Снак - / ( т) представляет собой практически прямую линию.  [35]

О методике подсчета накопленной добычи при упругом режиме, когда забойное давление является переменной величиной.  [36]

По мере увеличения накопленной добычи и степени выработанности начальных запасов ухудшаются технологические и экономические характеристики сырьевых баз, сокращается средний дебит действующего фонда скважин. Последний в целом по стране уменьшился в период 1975 - 1990 г.г. с 21.7 т / сут. К началу 2000 г. средний дебит снизился до 7 - 7.6 т / сутки в целом по стране. За последние 20 лет доля запасов нефти, пригодных к эксплуатации с дебитом скважин ниже 5 т / сут. Только 20 % разведанных запасов обеспечивают дебит скважин более 25 т / сут.  [38]

Рдоб - объем накопленной добычи к моменту времени /; Pt, zt - средневзвешенные текущее пластовое давление и коэффициент сжимаемости.  [39]

О методике подсчета накопленной добычи при упругом режиме, когда забойное давление является переменной величиной.  [40]

Критерием наилучшего приближения расчетной накопленной добычи к фактической служит минимальная среднеквадратическая ошибка в интервале трех последних лет.  [42]

Расчеты по определению накопленной добычи жидкости и нефти проводятся с интервалом по доле в продукции ряда I данного этапа, или с интервалом по количеству отобранной жидкости.  [43]

Отрезок ОМ соответствует накопленной добыче, при достижении которой начинается резкое снижение добычи.  [44]

Отрезок ОС соответствует накопленной добыче, при которой наблюдается резкий изгиб нисходящей ветви.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Накопленная добыча - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Накопленная добыча

Cтраница 4

Отрезок ОМ соответствует накопленной добыче, при достижении которой начинается резкое ее снижение; отрезок ОС - накопленной добыче, при которой наблюдается резкий изгиб нисходящей ветви; отрезок О А - величине извлекаемых запасов Q. Отношения ОМ / ОА, ОС / ОА, ОВ / ОА называют коэффициентами подобия.  [46]

Отрезок ОМ соответствует накопленной добыче, при достижении которой начинается резкое снижение добычи. Отрезок ОС отвечает накопленной добыче, при которой наблюдается резкий изгиб нисходящей ветви.  [47]

Величина, обратная накопленной добыче жидкости, 1 / гыс.  [49]

Эффективная добыча соответствует фактической накопленной добыче жидкости из дренируемого объема, но подсчитанной по начальным дебитам.  [51]

Статистическая зависимость между накопленной добычей газа GH и величиной снижения приведенного пластового давления A ( pa) по существу идентична первым двум связям. Так как последняя, как правило, изучается в логарифмической системе координат, у нее есть и некоторые особенности, заключающиеся в том, что при постоянстве удельной добычи газа ( на единицу падения давления) при чисто газовом режиме эта зависимость будет представлять собой прямую линию, проходящую под углом 45 к оси абсцисс.  [52]

Поэтому кривые дебит - накопленная добыча, построенные по данным разработки выработанных залежей, можно с успехом применять при расчетах динамики добычи нефти на вновь разрабатываемых залежах, хотя последние будут разбуриваться другими темпами и по сетке другой плотности.  [53]

Построение кривой дебит - накопленная добыча производится в четыре этапа.  [54]

По этой формуле находится накопленная добыча ( значение интеграла, стоящего в знаменателе) к тому времени, когда вода подойдет к первому ряду скважин по данному интервалу мощности пласта. Зная величину накопленной добычи за безводный период, по графам 2 и 1 табл. 3 путем интерполяции определяется время безводной работы каждого интервала мощности. С этого времени начинается процесс обводнения данного интервала мощности. После этого по формуле ( 23) определяется значение функции / ( р, ( j 0) по годам разработки для каждого интервала мощности. При помощи табл. 2 отыскивается соответствующее значение доли воды в добываемой жидкости.  [55]

НСР; tq - накопленная добыча; ABC) - текущие разведанные запасы; С2 - предварительно оцененные запасы; Сз - перспективные ресурсы; Д1л - прогнозные локализованные ресурсы; Д и Д2 - прогнозные ресурсы.  [56]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Накопленная добыча - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Накопленная добыча

Cтраница 4

Отрезок ОМ соответствует накопленной добыче, при достижении которой начинается резкое ее снижение; отрезок ОС - накопленной добыче, при которой наблюдается резкий изгиб нисходящей ветви; отрезок О А - величине извлекаемых запасов Q. Отношения ОМ / ОА, ОС / ОА, ОВ / ОА называют коэффициентами подобия.  [46]

Отрезок ОМ соответствует накопленной добыче, при достижении которой начинается резкое снижение добычи. Отрезок ОС отвечает накопленной добыче, при которой наблюдается резкий изгиб нисходящей ветви.  [47]

Величина, обратная накопленной добыче жидкости, 1 / гыс.  [49]

Эффективная добыча соответствует фактической накопленной добыче жидкости из дренируемого объема, но подсчитанной по начальным дебитам.  [51]

Статистическая зависимость между накопленной добычей газа GH и величиной снижения приведенного пластового давления A ( pa) по существу идентична первым двум связям. Так как последняя, как правило, изучается в логарифмической системе координат, у нее есть и некоторые особенности, заключающиеся в том, что при постоянстве удельной добычи газа ( на единицу падения давления) при чисто газовом режиме эта зависимость будет представлять собой прямую линию, проходящую под углом 45 к оси абсцисс.  [52]

Поэтому кривые дебит - накопленная добыча, построенные по данным разработки выработанных залежей, можно с успехом применять при расчетах динамики добычи нефти на вновь разрабатываемых залежах, хотя последние будут разбуриваться другими темпами и по сетке другой плотности.  [53]

Построение кривой дебит - накопленная добыча производится в четыре этапа.  [54]

По этой формуле находится накопленная добыча ( значение интеграла, стоящего в знаменателе) к тому времени, когда вода подойдет к первому ряду скважин по данному интервалу мощности пласта. Зная величину накопленной добычи за безводный период, по графам 2 и 1 табл. 3 путем интерполяции определяется время безводной работы каждого интервала мощности. С этого времени начинается процесс обводнения данного интервала мощности. После этого по формуле ( 23) определяется значение функции / ( р, ( j 0) по годам разработки для каждого интервала мощности. При помощи табл. 2 отыскивается соответствующее значение доли воды в добываемой жидкости.  [55]

НСР; tq - накопленная добыча; ABC) - текущие разведанные запасы; С2 - предварительно оцененные запасы; Сз - перспективные ресурсы; Д1л - прогнозные локализованные ресурсы; Д и Д2 - прогнозные ресурсы.  [56]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Текущая добыча - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Текущая добыча - нефть

Cтраница 1

Текущая добыча нефти возросла, а газовые факторы резко уменьшились.  [2]

Текущая добыча нефти достигает 2 5 тыс. м3 / сут и газа 660 тыс. м3 / сут. Продукция поступает из 171 нефтяной и 8 газовых скважин.  [3]

Текущая добыча нефти при разработке отдельного нефтяного месторождения является, несомненно, важнейшим показателем экономической оценки системы разработки.  [4]

Текущая добыча нефти не соответствует потенциалу республики.  [5]

Повышение текущей добычи нефти и конечной отдачи пласта связано с необходимостью постоянного увеличения отбора жидкости, на что указывает опыт разработки нефтяных месторождений. Так, анализ эксплуатации водоплавающих частей Туймазинского месторождения показывает следующее.  [6]

Распределение текущей добычи нефти по регионам не в полной мере соответствует распределению текущих извлекаемых запасов.  [7]

Увеличение текущей добычи нефти за счет методов поддержания пластового давления ( ППД) рассчитывается путем сопоставления фактической добычи нефти с условной добычей, которая была бы получена при разработке нефтяных месторождений без применения этих методов.  [8]

Повышение текущей добычи нефти связано с высокими и стабильными дебитами скважин, высокими темпами отбора нефти из пластов. В условиях применения поддержания пластового давления отбор нефти достигает 3 - 10 % в год от промышленных запасов.  [9]

Ради увеличения текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи пластов кроме превращения обводненных добывающих скважин первой сетки в нагнетательные и избирательного бурения с избирательной перфорацией скважин второй сетки еще осуществляют чередующуюся закачку воды и небольшой части добытой высоковязкой нефти. Такую закачку производят в нагнетательные скважины-обводнитель-ницы, от которых закачанная вода уже прорвалась в окружающие добывающие скважины. Благодаря закачке в нефтяные пласты поочередно с водой порций высоковязкой нефти резко уменьшается соотношение подвижностей вытесняющего агента и вытесняемой нефти, соответственно резко уменьшается холостая прокачка агента и, при неизменной производительности глубинных насосов, увеличиваются дебиты нефти добывающих скважин и конечная нефтеотдача пластов.  [10]

Методы повышения текущей добычи нефти и нефтеотдачи месторождений вязкопластичной нефти направлены на снижение предельного динамического напряжения сдвига, а следовательно, и градиента динамического давления сдвига нефти в пористой среде.  [11]

Для поддержания текущей добычи нефти необходимо обеспечить ежегодный ввод в разработку новых месторождений нефти.  [12]

Для повышения текущей добычи нефти из истощенных месторождений и увеличения их суммарной нефтеотдачи применяют вторичные методы добычи нефти, заключающиеся в нагнетании в залежь газа ( воздуха) или воды.  [13]

Для увеличения текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи пластов осуществляют чередующуюся закачку воды и небольшой части добытой высоковязкой нефти. Такую закачку производят в нагнетательных скважинах, от которых закачанная вода уже прорвалась в окружающие добывающие скважины. Благодаря закачке в нефтяные пласты поочередно с водой порций высоковязкой нефти резко уменьшается соотношение подвижностей вытесняющего агента, и увеличиваются дебиты нефти добывающих скважин и конечная нефтеотдача пластов.  [14]

На этом этапе текущая добыча нефти обычно интенсивно снижается.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru