Низкий коэффициент - нефтеотдача
Cтраница 2
Отличается незначительными, но устойчивыми дебитами, низким коэффициентом нефтеотдачи. [16]
Известно, что для обеспечения высоких темпов развития нефтяной промышленности в стране ежегодно создаются новые производственные мощности. Однако значительная их часть расходуется на возмещение падения добычи нефти по разрабатываемым месторождениям с низким коэффициентом нефтеотдачи пластов. [17]
Однако быстрый рост мирового производства первичных источников энергии сопровождается крупными потерями в процессе потребления. Для того чтобы полезно использовать единицу энергии, человечество вынуждено добывать около четырех ее единиц - Низкие коэффициенты нефтеотдачи приводят к потерям огромных количеств нефти: до 50 - 55 % ресурсов остается в недрах. [18]
Фацкальное выклинивание водоносных горизонтов и Замещение их водоупорными породами особенно характерно для нефтяных стратиграфических и литологиче-ских залежей. Именно в таких залежах, иногда называемых закрытыми или замкнутыми, чаще всего наблюдается быстрое истощение энергии краевых вод и низкие коэффициенты нефтеотдачи. [19]
Однако быстрый рост мирового производства первичных источников энергии сопровождается крупными потерями в процессе потребления. Для того, чтобы полезно использовать единицу энергии, человечество вынуждено добывать около четырех ее единиц. Низкие коэффициенты нефтеотдачи приводят к потерям огромных количеств нефти. [20]
Объясняется это тем, что большое сопротивление вытеснению оказывает высокая вязкость вытесняемой жидкости. В процессе вытеснения вода замещает растворитель, в результате чего эффективность вытеснения снижается. Низкий коэффициент нефтеотдачи при вытеснении нефти оторочкой растворителя объясняется также неравномерным охватом вытеснения растворителем. Высокая вязкость вытесняемой нефти способствует образованию языков, поэтому большая часть ее не подвергается воздействию растворителя. [21]
 |
Типичные кривые давление - добыча для трех основных режимов разработки пласта. [22] |
Различным режимам присуща своя динамика давления по мере выработки месторождения. Типичные кривые давление - добыча для трех главных режимов сопоставлены на рис. I. Режим растворенного газа характеризуется быстрым падением давления и низким коэффициентом нефтеотдачи. При режиме газовой шапки давление поддерживается на более высоком уровне, чем при режиме растворенного газа, и потому создается более высокий коэффициент нефтеотдачи. Повышение его зависит от размера газовой шапки относительно нефтяной зоны и от способа добычи. Водонапорный режим наиболее эффективен для поддержания пластового давления и обычно обусловливает наиболее высокий коэффициент нефтеотдачи. Однако режим газовой шапки, примененный так, чтобы максимально использовать гравитационные силы, может дать больший коэффициент нефтеотдачи, чем водонапорный режим. [23]
Кирмакинская свита Апшеронской нефтегазоносной области, являющаяся огромным вместилищем нефти и газа, по литолого-фациальным особенностям отложений и энергетическим условиям резко отличается от других горизонтов продуктивной толщи. На долю залежей кирмакинской свиты приходится около 30 % первоначальных балансовых запасов продуктивной толщи. Залежи КС Апшерона разрабатываются в течение нескольких десятков лет, однако в пределах Апшеронской области самый низкий коэффициент нефтеотдачи имеют залежи этой свиты. Поэтому вопросы нефтеотдачи КС привлекают особое внимание. [24]
В разделе по вскрытию продуктивных пластов вертикальными и горизонтальными скважинами рассматривались вопросы общего характера, и рекомендации проектировщикам не ограничивались малой толщиной пласта, какой бывает величина h оторочек. На газонефтяных месторождениях Уренгойское, Заполярное, Феодоровское, Среднеботуобинское и др. толщина оторочки колеблется в диапазоне 4 hOT 16 м при средней толщине оторочки 8 - нЮ м, из которой около 4 - х метров составляют переходные зоны газ-нефть и нефть-вода. При небольшой проницаемости пласта и сравнительно высокой вязкости нефти дебит вертикальной скважины становится очень низким. В условиях возможного разрушения призабойной зоны величина градиента давления в пласте, как правило, ограничивается. В результате таких ограничений, связанных с толщиной оторочки и величиной градиента давления, вертикальные скважины для разработки нефтяных оторочек становятся непригодными. С этим связан и низкий коэффициент нефтеотдачи при разработке нефтяных оторочек вертикальными скважинами. [25]
Регулирование темпа отбора нефти заметно влияет на эффективность, с которой происходит разработка месторождений на водонапорном режиме. Первое условие, необходимое для осуществления разработки месторождения на водонапорном режиме, заключается в том, чтобы количество вторгающейся в месторождение воды было равно объему добытой жидкости. Скорость вторжения воды в пласт прямо пропорциональна перепаду давления между законтурной областью и нефтяной зоной. Чем выше темп отбора нефти, тем больше должен быть перепад давления между законтурной областью и нефтяной зоной для того, чтобы скорость внедрения воды поддерживалась равной темпу отбора. Если скорость вторжения воды не соответствует темпу отбора нефти, то процесс добычи ее может происходить не только за счет водонапорного режима. При очень высоких темпах отбора режим разработки месторождения может полностью измениться и добыча нефти будет происходить за счет развития в месторождении режима растворенного газа со свойственным ему низким коэффициентом нефтеотдачи. [26]
Страницы: 1 2