Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Темпы добычи нефти


Нефть темпы добычи - Справочник химика 21

    Максимальная добыча нефти в Иране отмечена в 1974 г. — 300 млн. т в год. В настоящее время правительством страны взят курс на наращивание темпов добычи, которая при соответствующем техническом. оснащении может достигнуть, по имеющимся прогнозам, к 2000 г. 175 млн. т в год. [c.11]

    В настоящее время нефть и газ на 75% обеспечивают энергетический баланс в мире и почти на 100% — топливо для транспорта. По прогнозам специалистов, мировая добыча нефти к 2000 г. возрастет до 7 млрд. т [ 2]. Общие же геологические запасы нефти в земной коре составляют 2250 млрд. т, причем половина их находится в недрах, перекрытых морями и океанами [ 2]. Промышленные мировые запасы нефти значительно меньше и при существующих темпах добычи, по оценке специалистов, могут быть исчерпаны в предстоящие 30—40 лет. Динамика мировой добычи нефти показана на графике (рис. 1). В нашей стране за 100 лет (1864-1964) добыто 3,2 млрд. т [1], а за годы десятой пятилетки (1976-1980) - 2,827 млн. т (вместе с конденсатом). [c.3]

    Основная масса продаваемых на мировом рынке нефтепродуктов получена из сырой нефти, т. е. смеси жидких, а иногда и газообразных углеводородов, добываемых из нефтеносных пород во многих районах земного шара. Основные нефтедобывающие районы (с указанием уровня добычи и оставшимися на 1974 г. запасами нефти) приведены в табл. 16. К этим данным следует подходить критически темпы добычи нефти из года в год могут меняться, а определение ее запасов в недрах земли (будь то разведанные или прогнозные запасы) не всегда ясно и однозначно. Кроме того, делаются новые открытия, и прежние цифры нуждаются в пересмотре с учетом последних данных. [c.70]

    Темп добычи нефти, равно как и газа, зависит от заданного суточного расхода воды. Исходя из плотности нагнетательных скважин в ряду 700 м/скв, определили, что их на опытном уча-" стке должно быть 8. В соответствии с этим расчет динамики отборов проводили, задавая приемистость скважин на уровне 350 м сут, 400 м /сут и 500 м сут (1, 2, 3 варианты). [c.193]

    Темпы добычи нефти и газа в ССХ]1Р велики, Ы перспективные планы грандиозны. Рассмотрим лишь некоторое цифры по добыче нефти и газа в СССР и России ( табл.1). [c.2]

    Высокие темпы добычи нефти и [c.8]

    Благодаря внедрению системы поддержания пластового давления в течение многих лет Туймазинское месторождение разрабатывалось с высоким темпом добычи нефти, существенно снизились затраты, сократились сроки разра- [c.67]

    Традиционный подход к определению эффективности применения физических и химических методов воздействия как методов повышения нефтеотдачи пластов основывается на выполнении гидродинамических расчетов по установлению основных показателей разработки месторождения по базовому варианту и по варианту с применением метода. Затем производится сравнение по обоим вариантам показателей разработки за весь срок и в динамике — по годам [13, 14]. Эффект от применения метода может заключаться в увеличении текущей и конечной нефтеотдачи пластов, увеличении темпов добычи нефти, в уменьшении обводненности продукции скважин и т.д. [c.220]

    Нефтяной и газовый комплекс является фондоемким и капиталоемким производством. В результате падения темпов добычи происходит естественное снижение производственной мощности на нефтегазодобывающих предприятиях, что вызывает необходимость постоянного наращивания мощностей для компенсации падающей добычи нефти. [c.42]

    Сазонов Б. Ф. Исследование влияния системы заводнения на темп добычи нефти и конечную нефтеотдачу пласта//Нефтяное хозяйство.—1970.— № 1.—С. 35—38. [c.389]

    Недостаточная эффективность существующих систем заводнения нефтяных пластов и применения МУН приводит к тому, что закачка воды в качестве вытесняющего агента не обеспечивает желаемых темпов добычи нефти, обводненность продукции интенсивно достигает 90 % и более. Очевидно, себестоимость нефти в этот период будет значительно выше, чем на начальной стадии разработки, и на некоторых старых месторождениях добыча нефти может быть невыгодной. [c.7]

    Можно предположить, что проектный КИН при сохранении текущей схемы разработки будет достигнут при ВНФ порядка 3,5 и более, то есть для добычи оставшихся 12 % извлекаемых запасов необходимо закачать примерно столько же воды, сколько уже закачано. Очевидно, себестоимость этой нефти будет значительно выше, чем на начальной стадии разработки. Если же темпы добычи нефти будут все время падать (прогноз 2), то достижение проектного КИН в ближайшем будущем не представляется возможным. [c.8]

    Высокими темпами растет производство первичной энергии и в нашей стране. При среднем роете мирового производства первичной энергии за последние десять лет на 4,2% в год в СССР этот рост составил 8,2%. Доля нашей страны в общем мировом производстве первичной энергии в 1975 г. должна превысить 22%. За 15 лет (1955— 1970 гг.) соотношение в производстве первичной энергии между СССР и США изменилось с 35 до 71%. Высокие темпы добычи нефти и природного газа обеспечили нашей стране прогрессивный энергетический баланс в общем производстве первичной энергии на уровне мировых показателей. [c.7]

    Высокие темпы добычи нефти и все возрастающие потребности в нефтепродуктах для обеспечения бурно развивающегося моторного парка требуют большого количества металла для создания оптимального резервуарного парка. [c.10]

    Нефтяная промышленность в капиталистических странах в настоящее время развивается в условиях снижения ресурсов нефти возрастающего дефицита легких нефтей, который должен компенсироваться увеличением темпов добычи более тяжелых нефтей преодоления технических, экономических и организационных трудностей при создании производства синтетических топлив [13 ]. В будущем недостаток сырых нефтей и природного газа должен привести к переработке более тяжелых полезных ископаемых, в. частности угля и сланца, с целью получения газа и жидких [c.3]

    Извлечение остаточных и вновь вводимых в разработку трудно извлекаемых запасов связано со значительными осложнениями процессов разработки пластов, строительства и эксплуатации скважин. Разработка этих запасов с применением обычной технологии заводнения характеризуется низкими темпами добычи нефти, газа и коэффициентами извлечения углеводородов из пласта. Наблюдается резкий рост обводнения скважин и, в конечном счете, ухудшенными технико-экономическими показателями. Традиционные методы и технологии разработки с заводнением во многих сл) аях оказываются недостаточно эффективными. [c.5]

    В настоящее время в эксплуатацию введены практически все залежи нефти. В пластах группы АВ залежи находятся, в основном, в состоянии прогрессирующего обводнения и снижения темпов добычи, залежи в пластах БВ - в большинстве на завершающей стадии разработки. Добыча нефти из юрских отложений, несмотря на значительные остаточные запасы, ведется низкими темпами из -за низкой их продуктивности. В потенциале остаются не разбуренные участки или залежи, но они также в большинстве связаны с низкопродуктивными коллекторами. [c.244]

    Таким образом, технология глушения скважин с использованием обратных эмульсий является прогрессивной и высокоэффективной, обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, способствует поддержанию темпов добычи нефти и может применяться во всех нефтедобывающих регионах страны. [c.158]

    В данной работе приведена информация по исследованию химических реагентов для совершенствования тех промысловых процессов, которые наиболее существенным образом определяют суммарный объем извлечения нефти из пласта, темп добычи и качество добываемой продукции. Такими процессами являются увеличение нефтеотдачи, повышение производительности добывающих скважин и ограничение водопритока. Именно эти три направления объединяются понятием интенсификации добычи нефти (ИДН). Авторы тем не менее понимают, что в широком смысле понятие ИДН включает и другие процессы (повышение эффективности подъема нефти, сбора, подготовки ИТ. д.). [c.12]

    Основным источником углеводородного сырья и основным энергоносителем в России является нефть. Темпы развития нефтяной промышленности в бывшем Советском Союзе не имели аналогов в мире, ежегодный прирост добычи нефти в течение двух последних десятилетий составлял 20-25 млн. т. Так, в 1987 г. было добыто 624 млн. т нефти, в т. ч. в России (на долю которой приходилось более 90%) — 570 млн. т. В настоящее время добыча нефти в России находится на уровне 300 млн. т в год. Причины такого падения добычи нефти известны и широко обсуждались в печати. [c.12]

    Наступившее новое столетие ставит перед человечеством исключительно серьезную глобальную проблему, связанную с истощением извлекаемых запасов нефти. В настоящее время ежегодно добывается и перерабатывается в мире более 3 млрд т нефти и 2,5 трлн природного газа при их оставшихся запасах около 100 млрд т и 155 трлн м соответственно. Можно с сожалением констатировать, что XXI век — конец индустриальной нефтегазовой цивилизации. Так, в России, имеющей всего около 6 % от мировых запасов, при современных темпах добычи более 400 млн т запасов нефти хватит лишь на 20 лет. Следовательно, назревает энергетический кризис в планетарном масштабе по причине истощения извлекаемых запасов нефти. [c.14]

    Нельзя считать экономически оправданной политику резкого ускорения темпов добычи нефти в начале нового века (более чем на 100 млн т за 3 года), что приведет к хищнической выработке остаточных ее запасов. По глубокому убеждению авторов книги, мы не имеем права оставлять детям и внукам Россию во мгле. В ближайшие несколько десятилетий нефть России придется внести в "Красную книгу" природных ресурсов с вытекающими отсюда негативными последствиями для экономики страны. Нефтепереработка России к тому же существенно отстает от западно-европейских стран, США, Японии, Китая и др. по глубине переработки нефти. Необходимо законодательно установить ограничительные квоты на добычу и экспорт нефти и газа. [c.26]

    Дальнейшие устойчивые темпы добычи нефти можно было обеспечить постоянным увеличением разведанных запасов черного золота ..  [c.82]

    При эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки характерны падение пластовых давлений, снижение проницаемости ПЗП и снижение темпов добычи нефти и газа. [c.571]

    В послевоенные годы началось интенсивное строительство заводов, базирующихся на растущих темпах добычи нефти в регионе Второго Баку. [c.238]

    Нроблема рационального использования топливно-энергетических ресурсов стала одной из важнейших экономических, социальных и технических проблем современности. Острота вопроса усугубляется еще и тем, что в энергетическом балансе большинства развитых стран мира основным энергоносителем является нефть, разведанные запасы которой в недрах Земли ограничены и, по мнению многих ученых, при существующем темпе добычи нефти в мире (более 3 млрд. т в год) они могут истощиться в течение нескольких десятков лет [3]. [c.5]

    Вопросам исследования обводнения и выработки запасов залежей посвящены многочисленные работы. Но до сих пор по этому вопросу нет единого мнения, так как па исследования подобного рода накладывается взаимовлияние всевоэл10жных геолого-технологических факторов. Одной из таких причин в рассмотрении решения проблемы является вопрос о плотности сетки скважин, так как плотность сетки скважин существенно влияет на темпы добычи нефти, обводненность продукции скважин и выработку запасов. Это положение правомочно как по залежам нефти, характеризующимися значительной неоднородностью и содержанием высоковязкой нефти, так и по залежам маловязких нефтей с однородным строением коллектора. [c.209]

    Пятидесятые годы нашего столетия ознаменовались открытием богатейших месторождений нефти в районе Персидского залива, увеличением темпов добычи и переработки нефти во всем мире. Нефть заняла ведущее положение в тспливно-энергетическом балансе большинства стран мира. [c.5]

    Так, в Краснодарском крае давно известно и разрабатывается месторождение Зыбза-Глубокий Яр. Здесь в IV горизонте миоцена на северо-западе промыслового участка Зыбза имеется линзовидная залежь (лннэа С ) с нефтью вязкостью 2Па-с в пластовых условиях. Попытки разработать ее каким-либо из традиционных способов не увенчались успехом нефтеотдача и темпы добычи оказались весьма низкими. И это несмотря на то, что продуктивные отложения представлены сравнительно проницаемыми породами конгломератами, состоящими из неокатанных остроугольных обломков плотных мергелей, песчаников, доломитов, глин кавернозными, трещиноватыми доломитами и известняками трещиноватыми мергелями и глинами. Лишь небольшое распространение по объему линзы имеют пески и песчаники. По гидродинамическим исследованиям скважин, проницаемость колеблется от 1,5 до 115 мкм , что свидетельствует о развитой трещиноватости или наличии каверн. Насыщающая линзу нефть относится к тяжелой (плотность 975 кг/м ), высоковязкой и высокосмолистой (60% акцизных смол). [c.178]

    Наблюдается тенденция роста цен на нефть [177[. Тем не менее во многих странах сохраняются высокие темпы добычи высокосернистых нефтей , в странах ОПЭК объем добычи в 90-х годах составит 5,25 млн. м сут, в США и Канаде—1,27 млн. мУсут. [178]. [c.80]

    Район добычи и месторождение нефти Темпе- ратура нипения Выход фракции, вес. % Содержание серы во Распределение серы, отн.%  [c.36]

    В предвоенных пятилетках быстро росла потребность в нефти и нефтепродуктах. В нефтяной же промышленности стал сильно ошушаться недостаток разведанных запасов нефти. Темпы роста добычи нефти в силу этого во второй и третьей пятилетках несколько замедлились, но тем не менее объем добычи нефти, включая, газовый конденсат, 1940 г. составил 31,1 млн. т. Этот уровень принято считать базисным при оценке послевоенного развития. [c.44]

    В первый же год войны встала острая необходимость срочно наращивать темпы добычи и переработки нефти в районах Урало-Поволжья. С южных нефтяных районов на восток были перебазированы некоторые разведочные и буровые предприятия, направленывысококвалифициро- [c.13]

    Послевоенные годы характеризуются нсключителг.но высокими темпами добычи н переработки нефти, а также развития газовой промышленности. По ежегодному абсолютному приросту добы. П пефт1[ Советский Союз вышел на первое место в мире. Это обусловлено открытием и вводом в эксплуатацию богатейших месторождений нефти на Урале, в Поволжье и на востоке страны, а тлкже внедрением высокоэффективных методов разработки. [c.14]

    С открытием девонской нефти на Туймазинском месторождении потребовалось пересмотреть применявшиеся до этого принципы разработки. Без восполнения пластовой энергии девонские залежи могли разрабатываться только при очень низких темпах добычи. Советские ученые Л. С. Лейбензон, В. Н. Щел-качев, А. П. Крылов и И. А. Чарный стали рассматривать нефтяной [c.63]

    Именно в 1930-1950 гг. в районе Персидского залива было открыто большое число очень крупных месторождений нефти, однако добыча ее велась низкими темпами. Главная причина медленного освоения месторождений ближневосточной нефти в первой половине XX в., на наш взгляд, состояла в нехватке металла. Как известно, нефтяная промышлегшость это металлоемкая отрасль экономики. Большое количество металла расходуется на строительство скважин, трубопроводов, танкеров, производство оборудования для нефтепромыслов и нефтепе1)ерабатывающих заводов. Кроме того, и потребители нефти (самый крупный из них - автомобильный транспорт) [c.13]

    В качестве примера этот процесс проиллюстрирован на рис. 1.1, на котором показана зависимость коэффициента извлечения нефти (КИН) от водонефтяного фактора (ВНФ - отношение объема закачанной воды к объему добытой нефти) для Абдрахма-новской площади Ромашкинского месторождения (Татарстан). Проектный КИН для данного объекта составляет 53,7 %, текущий -47,7 % (данные за 1999 г.), то есть за время разработки добыто около 88 % извлекаемых запасов нефти. Закачка воды осуществляется с начала 50-х годов, и за это время ВНФ достиг значения 1,85. На этом рисунке приведены прогнозы динамики изменения КИН при поддержании текущих темпов добычи нефти (сплошная линия) и в случае их постепенного снижения (пунктир). Следует отметить, что первый прогноз является оптимистическим, поскольку реально наблюдается ежегодное падение добычи и постоянный рост обводненности продукции. [c.7]

    Анализ опыта разработки нефтяных месторождений на поздней стадии, широко освешенного в литературе, позволяет охарактеризовать некоторые ключевые проблемы, обусловливающие снижение темпов добычи. С одной стороны, по мере истощения запасов уменьшается нефтенасыщенность пласта, соответственно падает фазовая проницаемость по нефти, часть запасов остается в невыработанных низкопроницаемых зонах, а также в обводненных участках пласта в виде пленочной и капиллярно-защемленной нефти. С другой стороны, взаимодействуя с закачиваемыми флюидами, нефть претерпевает значительные изменения - накапливаются тяжелые и полярные компоненты, происходят химические реакции с закачиваемыми реагентами. Вследствие роста вязкости и адсорбционной активности остаточная нефть извлекается значительно труднее. [c.23]

    Таково положение, если ограничиваться качественной оценкой. Можно ли точнее говорить о скорости истощения запасов нефти и моменте, с которого начнется их действительное уменьшение За последние 5 лет многие исследователи пытались количественно оценить промышленные запасы пефти, которые могут быть открыты в странах мира [5, 25, 37, 38, 51, 52]. Один из этих исследователей [25] указывает как наиболее точную цифру 200 млрд. м . Хотя и существуют некоторые разногласия в деталях, все эти исследователи единодушно приходят к выводу, что момент, когда темпы добычи начнут превышать темпы открытия новых запасов, возникнет через несколько десятилетий, а не веков. С момента, когда начнется уменьшение запасов, повышение даже вдвое эффективности как первичных, так и вторичных методов добычи лишь несколько. уменьшит наклон кривой, отражающей скорость падения запасов. На рис. 1 доказана вероятная динамика нефтедобычи, основанная иа допущении, что максимальные темпы добычи примерно в 2,5 раза превысят совредюнный уровень [25]. Согласно этому прогнозу максимум добычи нефти будет достигнут в начале XXI в.  [c.42]

    Запасы жидкого топлива в битуминозных песках составляют по предварительной оценке 48—80 млрд. в песках Атабаски и примерно такое же коли- чество в других месторождениях мира. Логично принять, что суммарные запасы составят около 128 млрд. ж . Запасы нефти в виде горючих сланцев в США оценивают примерно в 160 млрд. ж запасы в других странах достоверно не установлены, но, вероятно, не превышают 80 млрд. ж . Следовательно, суммарные запасы жидких топлив в битуминозных песках и сланцевой смоле составят около 370 млрд. ж , т. е. примерно вдвое превышают запасы нефтп. Тем не менее при принятых в расчетах максимальных темпах добычи этих запасов хватит лишь на 200 лет.  [c.42]

    В 1964 г. на нашей планете было добыто 1,4 млрд. т нефти. Из этого количества 1 млрд. был израсходован в виде моторных топлив. Темпы добычи нефти и потребления моторных топлив растут из года в год. Однако количество нефти составляет всего около 5—7% от всей массы горючих ископаемых (уголь, торф, горючие сланцы). Рост потребления нефти не может быть компенсирован процессами ее образования в природе, так как, несмотря на колоссальные запасы нефтеобразующих материалов, в основе этого несоответствия лежат малые скорости нефтеобра-зования. [c.99]

    В первый период развития Урало-Волжского нефтяного района первоочередными вопросами были, главным образом,, обеспечение быстрых темпов добычи и первичной переработки нефти. На решение этих задач направлялось основное внимание хозяйственных органов. Вместе с тем, необходимость рариональ-иого ведения нефтяного хозяйства, потребности современной экс номики уже в третьей пятилетке выдвинули проблему орга- [c.110]

chem21.info

Темп - добыча - нефть

Темп - добыча - нефть

Cтраница 1

Темп добычи нефти, равно как и газа, зависит от заданного суточного расхода воды.  [1]

Темпы добычи нефти и газа в СССР велики, Ы, перспективные планы грандиозны.  [3]

Темпы добычи нефти и газа в СССР велики, а перспективные планы грандиозны.  [4]

Динамика темпов добычи нефти от КИЗ показывает, что наиболее высокими темпами разрабатывается башкирский ярус Константиновского и верей-ский горизонт Быркинского месторождений. Объекты Быркинского месторождения характеризуются длительным периодом форсированного отбора жидкости.  [5]

Изменение темпов добычи нефти ( Тн) определяется изменением Тж и динамикой обводненности добываемой жидкости. Кривые изменения средней / по полям показывают следующее.  [6]

Динамика темпов добычи нефти по полям в зависимости от текущей нефтеотдачи представлена на рис. 22, из которого видно, что вплоть до начала работ на опытном участке по закачке воды вдоль открытых границ полей Т на южном поле превышал Тн на северном поле - в 1 6 - 1 45 раза. Это отличие было бы большим, если бы опытные поля вступили в эксперимент одинаково обводненными.  [7]

Изменение темпов добычи нефти ( Тн) определяется изменением Тж и динамикой обводненности добываемой жидкости. Кривые изменения средней fB по полям показывают следующее.  [8]

Динамика темпов добычи нефти по полям в зависимости от текущей нефтеотдачи представлена на рис. 22, из которого видно, что вплоть до начала работ на опытном участке по закачке воды вдоль открытых границ полей Тн на южном поле превышал Тн на северном поле - в 1 6 - 1 45 раза. Это отличие было бы большим, если бы опытные поля вступили в эксперимент одинаково обводненными.  [9]

При расчете темпов добычи нефти ( жидкости) по рассматриваемым вариантам принимали, что варианту с плотностью сетки 35 га / скв соответствуют фактические данные отборов исследуемой обобщенной залежи, а показатели других вариантов определяли па основе этого варианта, принятого за базисный, следующим образом. По этой кривой осуществляли расчет темпов отбора жидкости для разных вариантов плотности сеток скважин ( % от абсолютного значения отбора), соответствующего базисному варианту с плотностью сетки 35 га / скв.  [10]

При расчете темпов добычи нефти, жидкости по рассматриваемым вариантам принимали, что варианту с сеткой 400 X 400 м и вязкостью нефти 5 сП, по которому плотность сетки эксплуатационных скважин ( исключая нагнетательные) составляет около 35 га / скв, соответствуют фактические данные отборов исследуемой обобщенной залежи. Показатели других вариантов определяли на основе этого варианта, принятого за базисный, следующим образом.  [11]

Дальнейшее наращивание темпов добычи нефти и газа в нашей стране в значительной мере связано с освоением глубокозалегающих месторождений углеводородов, расположенных на глубинах 4000 м и более. Разбури-вание и освоение нефтяных и газовых залежей, находящихся на такой глубине, сопряжены со значительными трудностями, обусловленными необходимостью преодоления различных осложнений, возможность возникновения которых в глубоких скважинах увеличивается.  [12]

Выполаживание кривой темпов добычи нефти ( выраженных в процентах от начальных извлекаемых запасов) на участке падения добычи, четко отмечаемое по многим объектам и отражающее окончание основного периода разработки, происходит при уменьшении темпа добычи примерно до 2 % в год.  [13]

Резкое увеличение темпов добычи нефти и газа в Советском Союзе в последние годы связано с значительным расширением сырьевой базы за счет открытия новых крупных месторождений и новых нефтегазоносных областей.  [14]

Быстрое наращивание темпов добычи нефти требует резкого увеличения объемов работ и сокращения сроков строительства промысловых объектов. Поэтому повышение технического уровня капитального строительства б ыло направлено в первую очередь на сокращение продолжительности строительства, ускорение сроков ввода в действие и освоение производственных мощностей и основных производственных фондов.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Добыча нефти. 1 стадию разработки характеризуют главным образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность — iitu

1 стадию разработки характеризуют главным образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность. Темпы роста добычи в этой стадии медленнее, а продолжительность стадии больше на объектах с большими площадью нефтеносности, глубиной залегания продуктивных пластов и усложненными геологическими условиями бурения скважин. Очевидно, что продолжительность 1 стадии может быть сокращена за счет увеличения производственной мощности и улучшения организации работы буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность 1 стадии изменяется от одного года до 7—8 лети более.

II стадия характеризуется:

величиной максимальных темпов разработки объекта;

продолжительностью;

долей отбора извлекаемых запасов к моменту ее окончания.

Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геологопромысловой характеристики и могут изменяться в широких пределах от 3—4 до 16—20% и более в год от начальных извлекаемых запасов. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях могут быть достигнуты более высокие уровни добычи. Малая продуктивность, обусловленная низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти и другими факторами, частично может быть восполнена реализацией более активной системы разработки. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности 1 стадии разработки, снижают и величину максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью 1 стадии II стадия начинается, когда разбурено лишь 60—70% площади эксплуатационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в разработку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшие разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробуренным скважинам, т. е. приводят к увеличению продолжительности II стадии разработки. Таким образом, продолжительность 1 стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности 1 стадии, может быть достигнуто путем увеличения производственных мощностей организаций, осваивающих месторождение. Положительному решению этих задач может способствовать также правильная последовательность выполнения технологических мероприятий, предусмотренных проектным документом на разработку. На 1 стадии разработки следует ограничиваться осуществлением той части проектных технологических мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных темпов разработки и сокращения продолжительности первой стадии.

Продолжительность II стадии по объектам с разными характеристиками находится в основном в пределах от одного-двух годов до 8—10 лет.

Наименьшая продолжительность характерна: для залежей с повышенным соотношением вязкостей нефти и вытесняющей воды в пластовых условиях (т.е. с относительной вязкостью пластовой нефти (более 5), по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7— 8%, не удается удерживать в течение продолжительного времени из-за прогрессирующего обводнения скважин:

для высокопродуктивных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.

Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу II стадии, т. е. к началу падения добычи нефти, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При малых значениях mо (менее. 5) она составляет около 50 %, а при более высоких —около 35%-

Называя эти ориентировочные цифры, следует сделать два замечания.

1. Для предотвращения преждевременного падения добычи нефти на нефтяных эксплуатационных объектах (при меньшем отборе запасов, чем указано выше) необходимо в течение II стадии проводить большой комплекс геолого-технологических мероприятий по совершенствованию системы разработки и ее регулированию.

2. Если к концу II стадии без особых усилий по регулированию разработки из объекта отобрано 65—70 % и более извлекаемых запасов, это обычно указываетна то. что фактические извлекаемые запасы объекта больше подсчитанных.

При раннем снижении добычи, происходящем несмотря на активную работу по регулированию разработки, можно предполагать завышенностьподсчитанных запасов или недостаточность проектных технологических решений по разработке объекта.

Весьма сложной является III стадия разработки, на которой вследствие истощения значительной части запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбирается 30—50 % извлекаемых запасов нефти. Нарастающаяв этот период обводненность продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. Резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов.

Для характеристики III стадии весьма показателен среднегодовой темп падения добычи. Обобщение опыта разработки при вытеснении нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III стадии разработки на разных объектах зависят от показателей добычи на предшествующих стадиях — от величины максимальных темпов добычи нефти и от доли отбора извлекаемых запасов к началу падения добычи (а следовательно, и от тех геологических и других факторов, которые влияют на эти показатели).

С целью одновременного учета влияния этих двух показателей на темпы падения добычи на III стадии разработки М. М. Иванова рекомендует использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение величины максимального темпа разработки объекта (qmax/Qизв) • 100 % на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу II стадии разработки:

,

где qmах—максимальная годовая добыча нефти: Qизвл—начальные извлекаемые запасы нефти; q,— годовая добыча нефти за i-й год первых двух стадий; tI+II — продолжительность первых двух стадий разработки.

Средние темпы падения добычи по объекту на III стадии (Δq) определяются как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии. Годовые темпы падения добычи выражают отношением в % годового снижения добычи нефти к добыче предыдущего года:

где qi— добыча нефти за i-й год III стадии; (qi — добыча нефти за год, предшествующий i-му; tIII—продолжительность трех стадии; tI+II —продолжительность разработки до начала падения добычи нефти.

В результате анализа фактических данных по большой группе объектов, длительно разрабатывавшихся с вытеснением нефти водой, Ю. И. Брагиным получена прямолинейная зависимость Δq(I). Зависимость описывается формулой

Из (рис. 29) видно, что в зависимости от интенсивности разработки объектов до начала падения добычи среднегодовое падение добычи на III стадии изменяется от 3 до 30— 35 %. Небольшие темпы падения добычи обычно характерны для залежей с повышенной вязкостью нефти. Для залежей маловязкой нефти темпы падения выше и достигают

наибольших значений при сочетании высокой проницаемости и умеренной неоднородности пластов, небольших размеров объекта и других геологических факторов, обеспечивающих высокую интенсивность разработки залежей до начала падения добычи.

Высокие темпы падения добычи на III стадии разработки, обусловленные весьма интенсивной разработкой залежей до начала падения добычи и особенно очень высокими максимальными темпами разработки, могут вызывать нежелательные последствия. В случаях, когда эксплуатационный объект обеспечивает значительную долю общей добычи нефтедобывающего района, быстрое падение добычи из него после достижения высоких темпов разработки приводит к неустойчивости уровня добычи по району в целом. Это может отрицательно сказаться на развитии народного хозяйства района. В связи с этим в настоящее время при проектировании разработки эксплуатационных объектов с благоприятной геологопромысловой характеристикой темпы добычи нефти на II стадии обычно устанавливаются несколько ниже геологически возможных. Это позволяет увеличить продолжительность II стадии, сделать менее ощутимым падение добычи на III стадии, создать благоприятные условия для проведения работ по контролю и совершенствованию разработки.

На небольших залежах, которые расположены в пределах многопластового месторождения или сгруппированы на одной площади и для которых создана единая система сбора и подготовки нефти и предусмотрен последовательный их ввод в разработку через определенные интервалы времени, возможные высокие темпы разработки каждого из объектов могут не ограничиваться. При этом на месторождении или группе залежей в целом будет продолжительное время обеспечиваться устойчивый уровень добычи.

По малопродуктивным залежам существенных ограничений максимальных темпов разработки, и без того невысоких, обычно не вводится.

Накопленный опыт разработки залежей показывает, что в условиях вытеснения нефти водой при должном совершенствовании систем разработки к концу III стадии, т. е. за основной период разработки, можно отбирать из объектов 75—90 % извлекаемых запасов. Нижний предел этого интервала показателен для залежей с высокой вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойствах пород-коллекторов использование запасов за основной период разработки может составлять 80—90%.

Продолжительность IV стадии обычно велика и нередко соразмерна с продолжительностью всего основного периода. На этой стадии из объектов при темпах разработки 2 % и менее (средние темпы около 1 %) отбирается 10—25% извлекаемых запасов нефти.

Обводнение продукции нефтяных эксплуатационных объектов. При разработке эксплуатационных объектов с вытеснением нефти из пластов водой возрастает содержание воды в продукции скважин и объекта в целом.

Обводненность В (%) продукции, добытой за определенный период (месяц, квартал, год), определяется по формуле

B=(qв/qж) 100,

где qв — количество попутной воды, полученной за период; qж — количество жидкости (нефть + вода), добытой за тот же период. На каждом объекте в процессе его разработки обводненность продукции возрастает от нуля или от нескольких процентов до 95—99%. Однако динамика обводнения по объектам с разной геолого-промысловой характеристикой неодинакова (рис. 30). Кривые для объектов с малой относительной вязкостью

пластовой нефти (μо до 5) располагаются в правой части рис. 30. Из этих объектов на 1 стадии разработки отбирают практически безводную нефть. Значительный рост обводнения продукции начинается в конце II или на III стадии. На IV стадии рост обводнения замедляется. В целом кривые, соответствующие залежам маловязкой нефти, обычно вогнуты относительно оси «обводненность продукции«, реже — близки к прямым линиям. В период высокого обводнения продукции (более 80-85%) из таких залежей отбирают не более 10-20 % извлекаемых запасов нефти. Расхождение в положении этих кривых обусловлено различием геологических особенностей залежей, а также технологии их разработки. Кривые, занимающие более высокое положение, отражающее ускоренный рост обводнения продукции, соответствуют объектам с большими неоднородностью продуктивных пластов, относительными размерами водонефтяных зон, относительной вязкостью нефти (в диапазоне ее значений, соответствующем маловязким нефтям, т.е. до 5), поскольку в этих условиях усложняется процесс вытеснения нефти водой.

По объектам с маловязкой нефтью III стадия разработки завершается с самой различной обводненностью продукции от 30-40 до 80%. Кривые обводнения продукции объектов с повышенной относительной вязкостью нефти (более 5) располагаются в левой части рис. 30. На таких объектах обводнение продукции начинается с первых лет разработки и нарастает быстро вплоть до 80-85%. После этого кривые выполаживаются. В период разработки залежей при высокой обводненности (более 80-85%) из недр добывается половина и более извлекаемых запасов нефти. III стадия завершается при высокой обводненности продукции (более 85%). Кривые залежей с вязкими нефтями в отличие от кривых залежей маловязких нефтей выпуклы в сторону оси «обводненность продукции«. Они располагаются довольно тесно, что указывает на превалирующую роль повышенной вязкости нефти, которая затушевывает влияние других геолого-промысловых факторов.

Следует отметить, что бесконтрольная эксплуатация скважин и пластов может приводить к неоправданному повышению темпов роста обводнения продукции. Поэтому необходимо четкое выполнение соответствующей конкретным условиям программы работ по ограничению отборов той воды,

В то же время проведение необоснованных мероприятий по ограничению отборов попутной воды (путем вывода из эксплуатации скважин с относительно невысокой обводненностью, изоляции дающих воду пластов с незакончившимся процессом вытеснения нефти и др.) может неоправданно замедлять рост обводнения продукции, приводить к повышенным потерям нефти в недрах.

Темпы отбора жидкости. В условиях роста обводнения добываемой продукции заданная динамика добычи нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отборов жидкости zж;:

Zж = (qmax/Qизвл) 100,

где Zж — темп отбора жидкости; qmax —годовой отбор жидкости; Qизвл —начальные извлекаемые запасы нефти объекта.

Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с динамикой добычи нефти и обводнения продукции и, следовательно, с теми геологопромысловыми факторами, которые на них влияют.

Для залежей маловязкой нефти основное значение имеет характер динамики отбора жидкости на III стадии разработки. Обобщение опыта разработки таких залежей позволяет выделить следующие три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии: а) постоянное снижение; б) сохранение на уровне II стадии разработки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на второй стадии, в 1,5—2,5 раза.

Снижение отборов жидкости на III стадии разработки характерно главным образом для высокопродуктивных эксплуатационных объектов небольших размеров, которым свойственны высокие темпы добычи нефти на II стадии и низкая обводненность продукции (30—50%) к концу основного периода.

Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидкости на уровне отборов II стадии присуще высокопродуктивным объектам значительных размеров, на которых обводненность продукции к концу III стадии обычно составляет 50—70 % (в связи с большими размерами водонефтяных зон) и темпы добычи нефти на II стадии достигают 6—7 % начальных извлекаемых запасов.

Постепенное повышение отборов жидкости на III стадии разработки характерно для залежей нефти, приуроченных к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением или низкой проницаемостью пород-коллекторов, особенно при больших размерах площади нефтеносности и водонефтяных зон. В этих условиях необходимость повышения отборов жидкости предопределяется относительно низкими темпами добычи нефти и жидкости на II стадии и высокой обводненностью продукции в конце III стадии (70—85%, иногда и более).

На залежах нефти с повышенной вязкостью обводненность продукции уже к концу II стадии возрастает до 40—50%, а к концу III стадии достигает 90—95%. В связи с этим годовые отборы жидкости из таких залежей резко наращиваются уже с конца 1 стадии и к концу III стадии могут превышать годовую добычу нефти на II стадии в 4—6 раз и более.

На IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объектов сохраняются примерно на уровне отбора в конце III стадии.

Количество проходящей через залежь воды и конечное нефтеизвлечение. Процесс вытеснения нефти водой из пласта существенно отличается от поршневого вследствие диспергирования нефти. В связи с этим отбираемый из залежи объем нефти вытесняется значительно большим количеством воды. Количество проходящей через залежь (промывающей пласт) воды — один из факторов, влияющих на коэффициент извлечения нефти, причем значение этого параметра возрастает с ухудшением геолого-физических показателей объекта.

Для изучения зависимости коэффициента извлечения нефти от количества прошедшей через залежь (внедрившейся в залежь) воды строят график, называемый характеристикой вытеснения. На оси абсцисс графика откладывают количество прошедшей через залежь воды, на оси ординат — коэффициент извлечения нефти. Количество воды выражают через количество объемов пор пласта, первоначально занятых нефтью. За величину нефтенасыщенного объема пор принимают объем начальных балансовых запасов нефти в пластовых условиях. На рис. 31 приведены характеристики вытеснения. Начальные участки кривых, представленные прямолинейными отрезками, соответствуют периоду безводной эксплуатации. С появлением воды в продукции кривые отклоняются от прямой. Видно, что с усложнением геолого-физической характеристики объектов количество объемов воды, внедряющихся в залежь, возрастает с 1,5—2 до 6—7 и более. Из высокопродуктивных залежей основная часть запасов нефти извлечена в результате прохождения первого объема воды, с внедрением второго объема связан относительно небольшой прирост коэффициента извлечения. Чем хуже характеристика залежей, тем более снижается эффективность внедрения первого объема воды и возрастает эффективность внедрения следующих объемов. Несмотря на промывку пластов большим количеством воды, на залежах с менее благоприятной характеристикой достигается меньшее значение коэффициента извлечения. Если по наиболее высокопродуктивным залежам он может достигать 0.6, то на залежах маловязкой нефти в неоднородных пластах не превышает 0,5—0,55. При повышенной вязкости нефти внедрение в залежь 7—8 объемов воды обусловливает коэффициент извлечения нефти не больше 0,4.

Из изложенного видно, что для каждой залежи особенности изменения разных показателей разработки тесно связаны между собой и во многом определяются ее характеристикой.

Приведенные особенности динамики основных показателей разработки при вытеснении нефти из пластов водой, выявленные в результате обобщения опыта разработки, могут быть использованы при обосновании возможных показателей разработки новых залежей, с подобным диапазоном значений промыслово-геологических параметров, для критической оценки проектных показателей, полученных в результате гидродинамических расчетов, при регулировании эксплуатации залежей.

Таким образом, обобщение опыта разработки залежей с названными средними диапазонами параметров пластов позволило подразделить их на четыре группы с разной динамикой основных показателей разработки из-за различий в промыслово-геологической характеристике и в применяемых системах разработки. Выделение этих групп предопределяет начало составления схемы промыслово-геологического группирования нефтяных залежей.

Очевидно, что по залежам с низкой продуктивностью, вводимым в последние годы в разработку, динамика показателей будет иной — максимальные темпы добычи нефти будут ниже, обводненность будет нарастать интенсивнее, меньшими будут коэффициенты нефтеизвлечения. Тенденции динамики показателей разработки по таким залежам предстоит определять, обобщая опыт их продолжительной разработки.

Внимание, только СЕГОДНЯ!

iitu.ru

Максимальный темп - добыча - нефть

Максимальный темп - добыча - нефть

Cтраница 1

Максимальный темп добычи нефти был сохранен в течение шести лет. К началу падения добычи было отобрано 48 6 % извлекаемых запасов.  [1]

Максимальный темп добычи нефти зависит от скорости его достижения, которая, в свою очередь, определяется размерами залежей, их продуктивностью, системой разработки ( активностью воздействия и плотностью сетки скважин), а также организацией работ по разбуриванию и обустройству месторождений.  [2]

С увеличением срока освоения месторождений максимальный темп добычи нефти уменьшается.  [3]

Исследования показали, что величина максимального темпа добычи нефти зависит от многих факторов - геологических, технологических и организационных. В целом с удлинением срока освоения месторождений максимальный темп добычи нефти уменьшается. С увеличением площади нефтеносности залежей возможности достижения высокого темпа разработки обычно уменьшается, но создаются предпосылки для более длительного сохранения достигнутого уровня добычи. Максимальный темп растет и с увеличением подвижности нефти. Плотность сетки скважин на максимальный темп влияет двояко. С одной стороны, наличие большого числа скважин способствует росту добычи из залежи, с другой - при плотной сетке скважин резко удлиняется период освоения залежи, что приводит к снижению максимального темпа.  [4]

Принадлежность залежей к той или иной группе определяется максимальным темпом добычи нефти и обводненностью продукции ( и соответственно необходимым темпом отбора жидкости) к концу основного периода и, следовательно, зависит от факторов, влияющих на эти показатели разработки.  [5]

Динамика добычи нефти и отбора жидкости во многом определяется максимальным темпом добычи нефти.  [6]

Динамика добычи нефти и отбора жидкости во многом определяется максимальными темпами добычи нефти. Увеличение максимального темпа положительно влияет на степень использования запасов на первой и второй стадиях, сокращает продолжительность основного периода разработки; при небольшой вязкости нефти - предопределяет возможность разработки залежи на третьей стадии без увеличения отборов жидкости.  [7]

В целом характер динамики отбора жидкости из залежей зависит от максимального темпа добычи нефти и от обводненности продукции к концу основного периода, а следовательно, от факторов, их определяющих.  [8]

Расположение большинства точек на этом рисунке позволяет в целом видеть увеличение максимального темпа добычи нефти с увеличением подвижности нефти. В левой части графика, отвечающей подвижности пластовой нефти менее 0 5 Д / сП, ниже кривой располагаются в основном залежи со значительными площадями нефтеносности, а также с высокими значениями соотношения вязкостей нефти и воды.  [9]

По всем указанным залежам отбор жидкости обычно снижался сразу же после достижения максимального темпа добычи нефти и затем продолжался в течение всей третьей стадии, в большинстве случаев продолжительной.  [10]

Как показывает опыт разработки, в целом положительное влияние более плотных сеток на максимальный темп добычи нефти сказывается при разработке небольших залежей, отрицательное - при разработке залежей с большими площадями нефтеносности и с большими глубинами.  [11]

Из числа объектов со снижающимся отбором жидкости в третьей стадии отобраны залежи с максимальными темпами добычи нефти ( умеренными), соответствующими максимальным темпам, достигаемым при современных системах разработки.  [12]

Заводнение большинства залежей было освоено в первые же годы разработки, и к моменту достижения максимального темпа добычи нефти текущий и накопленный отбор жидкости из залежи компенсировался закачкой воды. Поэтому срок полного освоения залежи был связан главным образом с темпами бурения эксплуатационных скважин и с размерами месторождения.  [13]

На большинстве залежей заводнение было освоено в первые же годы разработки, и к моменту достижения максимального темпа добычи нефти текущий и накопленный отбор из залежи компенсировался закачкой.  [14]

Из таблицы ( см. табл. 31) видно, что при разработке залежей достигаются самые разные значения максимального темпа добычи нефти.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Добыча нефти. 1 стадию разработки характеризуют главным образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность

Читайте также:
  1. VIII.2. Гипотеза неорганического (абиогенного) происхождения нефти.
  2. VIII.3 Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.
  3. Добыча и обработка природных газов
  4. Добыча и очистка воды. Нормы суточной потребности воды.
  5. Добыча и переработка нефти
  6. Добыча минерального сырья
  7. Добыча нефти.
  8. Добыча общераспространенных полезных
  9. Добыча огня трением.
  10. Добыча природного и попутного газа в зарубежных странах с развитой газодобывающей промышленностью, млн.
  11. ДОБЫЧА УГЛЯ

1 стадию разработки характеризуют главным образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность. Темпы роста добычи в этой стадии медленнее, а продолжительность стадии больше на объектах с большими площадью нефтеносности, глубиной залегания продуктивных пластов и усложненными геологическими условиями бурения … скважин. Очевидно, что продолжительность 1 стадии может быть сокращена за счет увеличения производственной мощности и улучшения организации работы буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность 1 стадии изменяется от одного года до 7—8 лети более.

 

II стадия характеризуется:

величиной максимальных темпов разработки объекта;

продолжительностью;

долей отбора извлекаемых запасов к моменту ее окончания.

 

Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геологопромысловой характеристики и могут изменяться в широких пределах от 3—4 до 16—20% и более в год от начальных извлекаемых запасов. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях могут быть достигнуты более высокие уровни добычи. Малая продуктивность, обусловленная низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти и другими факторами, частично может быть восполнена реализацией более активной системы разработки. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности 1 стадии разработки, снижают и величину максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью 1 стадии II стадия начинается, когда разбурено лишь 60—70% площади эксплуатационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в разработку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшие разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробуренным скважинам, т. е. приводят к увеличению продолжительности II стадии разработки. Таким образом, продолжительность 1 стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности 1 стадии, может быть достигнуто путем увеличения производственных мощностей организаций, осваивающих месторождение. Положительному решению этих задач может способствовать также правильная последовательность выполнения технологических мероприятий, предусмотренных проектным документом на разработку. На 1 стадии разработки следует ограничиваться осуществлением той части проектных технологических мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных темпов разработки и сокращения продолжительности первой стадии.

Продолжительность II стадии по объектам с разными характеристиками находится в основном в пределах от одного-двух годов до 8—10 лет.

Наименьшая продолжительность характерна: для залежей с повышенным соотношением вязкостей нефти и вытесняющей воды в пластовых условиях (т.е. с относительной вязкостью пластовой нефти (более 5), по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7— 8%, не удается удерживать в течение продолжительного времени из-за прогрессирующего обводнения скважин:

для высокопродуктивных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.

Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу II стадии, т. е. к началу падения добычи нефти, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При малых значениях mо (менее. 5) она составляет около 50 %, а при более высоких —около 35%-

Называя эти ориентировочные цифры, следует сделать два замечания.

1. Для предотвращения преждевременного падения добычи нефти на нефтяных эксплуатационных объектах (при меньшем отборе запасов, чем указано выше) необходимо в течение II стадии проводить большой комплекс геолого-технологических мероприятий по совершенствованию системы разработки и ее регулированию.

2. Если к концу II стадии без особых усилий по регулированию разработки из объекта отобрано 65—70 % и более извлекаемых запасов, это обычно указываетна то. что фактические извлекаемые запасы объекта больше подсчитанных.

При раннем снижении добычи, происходящем несмотря на активную работу по регулированию разработки, можно предполагать завышенностьподсчитанных запасов или недостаточность проектных технологических решений по разработке объекта.

Весьма сложной является III стадия разработки, на которой вследствие истощения значительной части запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбирается 30—50 % извлекаемых запасов нефти. Нарастающаяв этот период обводненность продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. Резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов.

Для характеристики III стадии весьма показателен среднегодовой темп падения добычи. Обобщение опыта разработки при вытеснении нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III стадии разработки на разных объектах зависят от показателей добычи на предшествующих стадиях — от величины максимальных темпов добычи нефти и от доли отбора извлекаемых запасов к началу падения добычи (а следовательно, и от тех геологических и других факторов, которые влияют на эти показатели).

С целью одновременного учета влияния этих двух показателей на темпы падения добычи на III стадии разработки М. М. Иванова рекомендует использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение величины максимального темпа разработки объекта (qmax/Qизв) • 100 % на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу II стадии разработки:

,

 

где qmах—максимальная годовая добыча нефти: Qизвл—начальные извлекаемые запасы нефти; q,— годовая добыча нефти за i-й год первых двух стадий; tI+II — продолжительность первых двух стадий разработки.

Средние темпы падения добычи по объекту на III стадии (Δq) определяются как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии. Годовые темпы падения добычи выражают отношением в % годового снижения добычи нефти к добыче предыдущего года:

 

где qi— добыча нефти за i-й год III стадии; (qi — добыча нефти за год, предшествующий i-му; tIII—продолжительность трех стадии; tI+II —продолжительность разработки до начала падения добычи нефти.

В результате анализа фактических данных по большой группе объектов, длительно разрабатывавшихся с вытеснением нефти водой, Ю. И. Брагиным получена прямолинейная зависимость Δq(I). Зависимость описывается формулой

Из (рис. 29) видно, что в зависимости от интенсивности разработки объектов до начала падения добычи среднегодовое падение добычи на III стадии изменяется от 3 до 30— 35 %. Небольшие темпы падения добычи обычно характерны для залежей с повышенной вязкостью нефти. Для залежей маловязкой нефти темпы падения выше и достигают

наибольших значений при сочетании высокой проницаемости и умеренной неоднородности пластов, небольших размеров объекта и других геологических факторов, обеспечивающих высокую интенсивность разработки залежей до начала падения добычи.

Высокие темпы падения добычи на III стадии разработки, обусловленные весьма интенсивной разработкой залежей до начала падения добычи и особенно очень высокими максимальными темпами разработки, могут вызывать нежелательные последствия. В случаях, когда эксплуатационный объект обеспечивает значительную долю общей добычи нефтедобывающего района, быстрое падение добычи из него после достижения высоких темпов разработки приводит к неустойчивости уровня добычи по району в целом. Это может отрицательно сказаться на развитии народного хозяйства района. В связи с этим в настоящее время при проектировании разработки эксплуатационных объектов с благоприятной геологопромысловой характеристикой темпы добычи нефти на II стадии обычно устанавливаются несколько ниже геологически возможных. Это позволяет увеличить продолжительность II стадии, сделать менее ощутимым падение добычи на III стадии, создать благоприятные условия для проведения работ по контролю и совершенствованию разработки.

На небольших залежах, которые расположены в пределах многопластового месторождения или сгруппированы на одной площади и для которых создана единая система сбора и подготовки нефти и предусмотрен последовательный их ввод в разработку через определенные интервалы времени, возможные высокие темпы разработки каждого из объектов могут не ограничиваться. При этом на месторождении или группе залежей в целом будет продолжительное время обеспечиваться устойчивый уровень добычи.

По малопродуктивным залежам существенных ограничений максимальных темпов разработки, и без того невысоких, обычно не вводится.

Накопленный опыт разработки залежей показывает, что в условиях вытеснения нефти водой при должном совершенствовании систем разработки к концу III стадии, т. е. за основной период разработки, можно отбирать из объектов 75—90 % извлекаемых запасов. Нижний предел этого интервала показателен для залежей с высокой вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойствах пород-коллекторов использование запасов за основной период разработки может составлять 80—90%.

Продолжительность IV стадии обычно велика и нередко соразмерна с продолжительностью всего основного периода. На этой стадии из объектов при темпах разработки 2 % и менее (средние темпы около 1 %) отбирается 10—25% извлекаемых запасов нефти.

Обводнение продукции нефтяных эксплуатационных объектов. При разработке эксплуатационных объектов с вытеснением нефти из пластов водой возрастает содержание воды в продукции скважин и объекта в целом.

Обводненность В (%) продукции, добытой за определенный период (месяц, квартал, год), определяется по формуле

B=(qв/qж) 100,

где qв — количество попутной воды, полученной за период; qж — количество жидкости (нефть + вода), добытой за тот же период. На каждом объекте в процессе его разработки обводненность продукции возрастает от нуля или от нескольких процентов до 95—99%. Однако динамика обводнения по объектам с разной геолого-промысловой характеристикой неодинакова (рис. 30). Кривые для объектов с малой относительной вязкостью

 

 
 

пластовой нефти (μо до 5) располагаются в правой части рис. 30. Из этих объектов на 1 стадии разработки отбирают практически безводную нефть. Значительный рост обводнения продукции начинается в конце II или на III стадии. На IV стадии рост обводнения замедляется. В целом кривые, соответствующие залежам маловязкой нефти, обычно вогнуты относительно оси "обводненность продукции", реже — близки к прямым линиям. В период высокого обводнения продукции (более 80-85%) из таких залежей отбирают не более 10-20 % извлекаемых запасов нефти. Расхождение в положении этих кривых обусловлено различием геологических особенностей залежей, а также технологии их разработки. Кривые, занимающие более высокое положение, отражающее ускоренный рост обводнения продукции, соответствуют объектам с большими неоднородностью продуктивных пластов, относительными размерами водонефтяных зон, относительной вязкостью нефти (в диапазоне ее значений, соответствующем маловязким нефтям, т.е. до 5), поскольку в этих условиях усложняется процесс вытеснения нефти водой.

По объектам с маловязкой нефтью III стадия разработки завершается с самой различной обводненностью продукции от 30-40 до 80%. Кривые обводнения продукции объектов с повышенной относительной вязкостью нефти (более 5) располагаются в левой части рис. 30. На таких объектах обводнение продукции начинается с первых лет разработки и нарастает быстро вплоть до 80-85%. После этого кривые выполаживаются. В период разработки залежей при высокой обводненности (более 80-85%) из недр добывается половина и более извлекаемых запасов нефти. III стадия завершается при высокой обводненности продукции (более 85%). Кривые залежей с вязкими нефтями в отличие от кривых залежей маловязких нефтей выпуклы в сторону оси "обводненность продукции". Они располагаются довольно тесно, что указывает на превалирующую роль повышенной вязкости нефти, которая затушевывает влияние других геолого-промысловых факторов.

Следует отметить, что бесконтрольная эксплуатация скважин и пластов может приводить к неоправданному повышению темпов роста обводнения продукции. Поэтому необходимо четкое выполнение соответствующей конкретным условиям программы работ по ограничению отборов той воды,

В то же время проведение необоснованных мероприятий по ограничению отборов попутной воды (путем вывода из эксплуатации скважин с относительно невысокой обводненностью, изоляции дающих воду пластов с незакончившимся процессом вытеснения нефти и др.) может неоправданно замедлять рост обводнения продукции, приводить к повышенным потерям нефти в недрах.

Темпы отбора жидкости. В условиях роста обводнения добываемой продукции заданная динамика добычи нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отборов жидкости zж;:

Zж = (qmax/Qизвл) 100,

где Zж — темп отбора жидкости; qmax —годовой отбор жидкости; Qизвл —начальные извлекаемые запасы нефти объекта.

Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с динамикой добычи нефти и обводнения продукции и, следовательно, с теми геологопромысловыми факторами, которые на них влияют.

Для залежей маловязкой нефти основное значение имеет характер динамики отбора жидкости на III стадии разработки. Обобщение опыта разработки таких залежей позволяет выделить следующие три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии: а) постоянное снижение; б) сохранение на уровне II стадии разработки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на второй стадии, в 1,5—2,5 раза.

Снижение отборов жидкости на III стадии разработки характерно главным образом для высокопродуктивных эксплуатационных объектов небольших размеров, которым свойственны высокие темпы добычи нефти на II стадии и низкая обводненность продукции (30—50%) к концу основного периода.

Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидкости на уровне отборов II стадии присуще высокопродуктивным объектам значительных размеров, на которых обводненность продукции к концу III стадии обычно составляет 50—70 % (в связи с большими размерами водонефтяных зон) и темпы добычи нефти на II стадии достигают 6—7 % начальных извлекаемых запасов.

Постепенное повышение отборов жидкости на III стадии разработки характерно для залежей нефти, приуроченных к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением или низкой проницаемостью пород-коллекторов, особенно при больших размерах площади нефтеносности и водонефтяных зон. В этих условиях необходимость повышения отборов жидкости предопределяется относительно низкими темпами добычи нефти и жидкости на II стадии и высокой обводненностью продукции в конце III стадии (70—85%, иногда и более).

На залежах нефти с повышенной вязкостью обводненность продукции уже к концу II стадии возрастает до 40—50%, а к концу III стадии достигает 90—95%. В связи с этим годовые отборы жидкости из таких залежей резко наращиваются уже с конца 1 стадии и к концу III стадии могут превышать годовую добычу нефти на II стадии в 4—6 раз и более.

На IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объектов сохраняются примерно на уровне отбора в конце III стадии.

Количество проходящей через залежь воды и конечное нефтеизвлечение. Процесс вытеснения нефти водой из пласта существенно отличается от поршневого вследствие диспергирования нефти. В связи с этим отбираемый из залежи объем нефти вытесняется значительно большим количеством воды. Количество проходящей через залежь (промывающей пласт) воды — один из факторов, влияющих на коэффициент извлечения нефти, причем значение этого параметра возрастает с ухудшением геолого-физических показателей объекта.

Для изучения зависимости коэффициента извлечения нефти от количества прошедшей через залежь (внедрившейся в залежь) воды строят график, называемый характеристикой вытеснения. На оси абсцисс графика откладывают количество прошедшей через залежь воды, на оси ординат — коэффициент извлечения нефти. Количество воды выражают через количество объемов пор пласта, первоначально занятых нефтью. За величину нефтенасыщенного объема пор принимают объем начальных балансовых запасов нефти в пластовых условиях. На рис. 31 приведены характеристики вытеснения. Начальные участки кривых, представленные прямолинейными отрезками, соответствуют периоду безводной эксплуатации. С появлением воды в продукции кривые отклоняются от прямой. Видно, что с усложнением геолого-физической характеристики объектов количество объемов воды, внедряющихся в залежь, возрастает с 1,5—2 до 6—7 и более. Из высокопродуктивных залежей основная часть запасов нефти извлечена в результате прохождения первого объема воды, с внедрением второго объема связан относительно небольшой прирост коэффициента извлечения. Чем хуже характеристика залежей, тем более снижается эффективность внедрения первого объема воды и возрастает эффективность внедрения следующих объемов. Несмотря на промывку пластов большим количеством воды, на залежах с менее благоприятной характеристикой достигается меньшее значение коэффициента извлечения. Если по наиболее высокопродуктивным залежам он может достигать 0.6, то на залежах маловязкой нефти в неоднородных пластах не превышает 0,5—0,55. При повышенной вязкости нефти внедрение в залежь 7—8 объемов воды обусловливает коэффициент извлечения нефти не больше 0,4.

Из изложенного видно, что для каждой залежи особенности изменения разных показателей разработки тесно связаны между собой и во многом определяются ее характеристикой.

Приведенные особенности динамики основных показателей разработки при вытеснении нефти из пластов водой, выявленные в результате обобщения опыта разработки, могут быть использованы при обосновании возможных показателей разработки новых залежей, с подобным диапазоном значений промыслово-геологических параметров, для критической оценки проектных показателей, полученных в результате гидродинамических расчетов, при регулировании эксплуатации залежей.

Таким образом, обобщение опыта разработки залежей с названными средними диапазонами параметров пластов позволило подразделить их на четыре группы с разной динамикой основных показателей разработки из-за различий в промыслово-геологической характеристике и в применяемых системах разработки. Выделение этих групп предопределяет начало составления схемы промыслово-геологического группирования нефтяных залежей.

Очевидно, что по залежам с низкой продуктивностью, вводимым в последние годы в разработку, динамика показателей будет иной — максимальные темпы добычи нефти будут ниже, обводненность будет нарастать интенсивнее, меньшими будут коэффициенты нефтеизвлечения. Тенденции динамики показателей разработки по таким залежам предстоит определять, обобщая опыт их продолжительной разработки.

refac.ru

Высокий темп - добыча - нефть

Высокий темп - добыча - нефть

Cтраница 1

Высокие темпы добычи нефти с применением заводнения на многих нефтяных месторождениях Башкортостана, сложные геолого-физические особенности разрабатываемых объектов приводят к прогрессирующему обводнению добываемой продукции скважин. Несмотря на значительные запасы нефти, многие нефтяные месторождения вступили в позднюю завершающую стадию разработки, средняя обводненность превышает 90 %, большинство остаточных запасов являются трудноизвлекаемыми.  [1]

Высокие темпы добычи нефти и все возрастающие потребности в нефтепродуктах для обеспечения бурно развивающегося моторного парка требуют большого количества металла для создания оптимального резервуар-ного парка.  [2]

Высокие темпы добычи нефти в республике обеспечиваются вводом большого числа скважин, что, в свою очередь, требует постоянного увеличения объемов бурения и улучшения его технико-экономических показателей.  [3]

Высокие темпы добычи нефти с применением заводнения на многих нефтяных месторождениях, сложные геолого-физические особенности разрабатываемых объектов приводят к прогрессирующему обводнению добываемой продукции скважин, средняя обводненность которой достигает 91 %, а водный фактор - на уровне 10 2 тонны воды на тонну нефти.  [4]

Высокие темпы добычи нефти и все возрастающие потребности в нефтепродуктах для обеспечения бурно развивающегося моторного парка требуют большого количества металла для создания оптимального резервуар-ного парка.  [5]

Высокие темпы добычи нефти требуют, как правило, громадных капиталовложений в строительство систем промыслового хозяйства.  [6]

Высокие темпы добычи нефти в Западной Сибири стали возможными благодаря широкому применению практически с начала разработки методов поддержания пластового давления, в основном метода заводнения пластов.  [7]

Высокие темпы прироф-а добычи нефти обеспечиваются за счет интенсификации разработки нефтяных месторождений на основе применения методов поддержания-пластового давления с помощью законтурного и внутри-контурного заводнения. В связи с этим из года в год количество ежегодной закачки технической воды в пласт растет.  [8]

Для оебспечения высоких темпов добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пласта широко применяют методы поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт воды, воздуха или газа. Для закачки воды в пласт строят кустовые насосные станции, оборудованные мощными центробежными насосами. Для закачки в пласт воздуха или газа с целью поддержания пластового давления, а также в случае компрессорной эксплуатации нефтяных скважин, строят специальные компрессорные станции. Монтаж насосов и компрессоров является очень ответственной работой и поэтому его следует выполнять высококвалифицированными специалистами.  [9]

Экономическая целесообразность высоких темпов добычи нефти очевидна.  [10]

Дня достижения высоких темпов добычи нефти, кроме ввода в разработку новых месторождений нефти и газа, необходимо максимально использовать возможности и старых месторождений, находящихся в поздней стадии разработки. При этом чрезвычайно важно знать геологические особенносаи строения залежи и сущность процессов, происходящих при ее разработке.  [11]

Вместе с тем высокие темпы добычи нефти обусловливают определенные организационно-технические трудности в осуществлении нормального процесса разработки. К ним относится: запаздывание с организацией системы ППД, вводом мощностей по подготовке обводненной нефти, герево-дом скважин на механизированные способы эксплуатации, их ремонту и обслуживанию, затруднения в обеспечении эффективного контроля и регулирования, приводящие к трудноуправляемому процессу разработки.  [12]

Геолого-физическая неоднородность объектов разработки и высокие темпы добычи нефти из высокопродуктивных коллекторов обусловливают быстрое истощение запасов нефти на месторождении в коллекторах I группы и рост доли трудноизвлекаемых запасов нефти, что приводит к необходимости создания более совершенных методов воздействия на продуктивные пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти.  [13]

Процесс разработки залежи характеризуется достижением высокого темпа добычи нефти ( 10 8 %), последующим быстрым снижением отбора жидкости и нефти, небольшой обводненностью продукции.  [14]

По залежи нефти пласта Б2 Зольненского месторождения получен высокий темп добычи нефти ( 8 5 % от начальных извлекаемых запасов) и хорошие технологические показатели в основном за счет благоприятных природных условий; по пласту А3 Кулешовского месторождения более высокие технологические показатели разработки достигнуты при менее благоприятных природных условиях исключительно за счет внедрения блоковой системы заводнения.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Темп - добыча - нефть

Темп - добыча - нефть

Cтраница 2

В условиях снижающихся темпов добычи нефти и газа внутри страны задержки со строительством аляскинского трубопровода сделали США лишь еще более уязвимыми в случае срыва поставок из-за границы, какой был организован арабами с ноября 1973 по март 1974 г. В период, когда искусственно заниженные цены на газ и без того уже способствовали повышению спроса на него, введение контроля над использованием высокосернистой нефти и угля вызвало лишь дальнейший рост спроса на газ как на самое чистое топливо, аналогично тому как постановления, направленные на снижение содержания свинца в мазуте, способствовали повышению спроса на бензин.  [16]

Как известно, темп добычи нефти определяется темпом отбора жидкости и ее обводненностью.  [17]

Согласно этому способу темпы добычи нефти и газа с конденсатом устанавливаются таким образом, чтобы к моменту выработки основных запасов нефти часть газоконденсатной зоны пласта осталась необводненной. После прекращения закачки воды нефтяная оторочка продолжает эксплуатироваться на истощение давления до предела обводненности продукции, определяемого экономической целесообразностью добычи.  [18]

Очевидно, что темп добычи нефти и жидкости зависит не только от эффективности осуществленной системы разработки, но и от геолого-физической характеристики нефтяной залежи. Чтобы оценить эффективность только системы разработки, необходимо исключить влияние геолого-физических свойств нефтяной залежи, хотя бы важнейших ее параметров.  [19]

Причины подобного сокращения темпов добычи нефти известны и широко анализировались в печати. Главной причиной, безусловно, является резкое снижение капиталовложений в нефтяную и газовую промышленность.  [20]

Начиная с 1983 года темпы добычи нефти на полях были практически одинаковыми.  [21]

Наиболее значительно влияют на темп добычи нефти из залежи проницаемость пласта, вязкость нефти в пластовых условиях и прерывистость строения продуктивного пласта.  [22]

Разработка месторождений и обеспечение темпов добычи нефти и газа на заданном уровне требует непрерывного воспроизводства нефтяных, газовых и других скважин.  [23]

Области варьирования параметров т - темп добычи нефти и я - - темп отбора запасов взаимообусловленны.  [24]

В 1974 - 1975 гг. темпы добычи нефти по полям существенно возросли, и соотношение темпов добычи нефти южного и северного полей стало даже несколько большим, чем в течение первых 4 - 5 лет эксперимента.  [25]

Для разработки месторождений и обеспечения темпов добычи нефти и газа на заданном уровне требуется непрерывное воспроизводство нефтяных, газовых и других скважин.  [26]

После закачки биореагента в очаговые скважины темпы добычи нефти на участках различны. Вероятно дебиты нефти увеличились за счет перераспределения закачиваемой воды и ограничения приемистости высокопроницаемых прослоев, а это в свою очередь приводит к увеличению охвата пласта по объему и снижению доли воды в окружающих скважинах.  [27]

Однако значение zmax не полностью характеризует темп добычи нефти относительно запасов, так как достигнутый темп отбора может удерживаться различный период времени: от очень короткого, когда динамика добычи нефти носит пикообразный характер, до весьма длительных промежутков времени.  [28]

Попытка исследовать влияние системы заводнения на темп добычи нефти и конечную нефтеотдачу пласта была предпринята в работе [107], однако методы прогнозирования нефтеотдачи были еще весьма несовершенными, и тогда не удалось получить надежных результатов.  [29]

Методы поддержания пластового давления обеспечивают повышение темпов добычи нефти.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru