Cтраница 2
Подавляющее большинство нефтяных месторождений страны разрабатывается в настоящее время методом искусственного поддержания пластового давления с целью интенсификации выработки запасов нефти и достижения высокой нефтеотдачи пластов. В подавляющем большинстве случаев в качестве агента закачки применяется вода. [16]
Возвращаясь вновь к вопросу о реальных сроках использования скважин, необходимо отметить что условия их эффективной эксплуатации могут оказаться решающим фактором достижения высокой нефтеотдачи. [17]
При слишком большой продуктивности нефтяных пластов и достаточно большом общем числе скважин, пробуренных не ради получения высокой текущей производительности, а ради достижения высокой нефтеотдачи пластов, рациональный темп отбора запасов нефти бывает значительно ниже потенциально возможного, поскольку темп отбора ограничивается мощностью нефтепромыслового хозяйства и пропускной способностью коммуникаций. Более того, по крупным и гигантским высокопродуктивным нефтяным месторождениям экономически рациональный темп отбора запасов нефти устанавливается с учетом не только затрат в разработку самих месторождений, но и затрат в создание инфраструктуры - в строительство магистральных нефтепроводов, линий высокого напряжения и электростанций, автомобильных и железных дорог, поселков и городов. [18]
Показатели разработки месторождений с поддержанием пластового давления обратной закачкой газа свидетельствуют о том, что эта технология добычи все же не решает проблемы достижения высокой нефтеотдачи оторочек. Газонапорный режим вытеснения нефти характеризуется неустойчивым движением контакта нефть - газ, локальными прорывами газа в нефтяную зону и низкими коэффициентами охвата по площади и разрезу. [19]
Однако эта модель однородного пласта и основанная на этой модели теория не могли объяснить фактически происходящее почти хаотическое постепенное обводнение скважин, необходимость отбора больших объемов воды ради достижения высокой нефтеотдачи пластов. [20]
Площадное нагнетание газа может быть также целесообразно, если есть возможность обогатить его промежуточными компонентами и ( или) нагнетать под высоким давлением, обеспечив сместимость закачиваемого агента с нефтью и достижение высокой нефтеотдачи. [21]
Более гибкими по сравнению с повышением давления нагнетания при заводнений средствами регулирования градиента давления являются сокращение количества рядов добывающих скважин, нагриыер, на месторождении Узень до трех, между смежными рядами нагнетательных скважин, разукрупнение многопластовых объектов эксплуатации и выделение пластов с близкими коллекторскими свойствами в самостоятельный эксплуатационный объект. Успех ъ достижении высокой нефтеотдачи обеспечивается ослаблением объемной неоднородности пластов и возможность. [22]
В начальный период газовая шапка в таких пластах отсутствует и может образоваться с течением времени эксплуатации. Главным препятствием к достижению высокой нефтеотдачи является высокое значение относительной проницаемости породы для газа. Как только насыщенность породы жидкостью достигает 70 - 80 %, газ обходит нефть, содержащуюся в породе и прорывается к скважинам. Обычно к концу разработки практически весь газ, растворенный в нефти, добывается почти полностью. [23]
Однако в целом ожидается достижение достаточно высокой нефтеотдачи. [24]
Нефтяные залежи с газовой шапкой и краевой или подошвенной водой разрабатываются как с поддержанием, так и без поддержания давления. В любом случае для достижения высокой нефтеотдачи пласта предпочтение отдается вытеснению нефти водой, а не газом. Выработка запасов нефти из залежи обычно опережает выработку запасов газа. [25]
Перед отечественной наукой и практикой ставится задача добиться максимальных темпов разработки нефтяных месторождений при наименьших суммарных затратах и возможно минимальных потерях нефти в пласте. При высоких темпах добычи нефти возможности регулирования разработки существенно ограничиваются, поэтому для нас задача достижения высокой нефтеотдачи особенно сложна. [26]
Больший эффект от форсирования отбора при маловязкой нефти достигнут в случаях, когда пласты характеризуются неоднородным строением. По залежам с повышенной вязкостью нефти при разработке их в условиях вытеснения нефти водой форсирование отбора жидкости обязательно для достижения достаточно высокой нефтеотдачи. [27]
Промысловый опыт свидетельствует, что для залежей нефти в терригенных коллекторах наибольшее влияние плотность сетки скважин оказывает в диапазоне плотностей сеток больше 25 - 30 га.скв. В диапазоне плотностей сетки до 25 - 30 га / скв влияние хотя и отмечается, однако оно не столь существенное, как при более редких сетках. Поэтому в каждом конкретном случае выбор плотности сетки должен определяться конкретными геологическими условиями объекта, созданием условий максимально эффективного дренирования залежи, опытом разработки сходных по строению объектов, требованиями достижения высокой нефтеотдачи и получения максимального народнохозяйственного эффекта при заданных замыкающих затратах. [28]
Каждое эксплуатируемое месторождение представляет индивидуальный объект, которому присущи свои особенности строения залежи и методы разработки. Принципы и методы регулирования различных залежей на разных стадиях могут быть различными, но, в конечном счете, они направлены на решение основных задач: обеспечение плановой добычи нефти при минимальных затратах на разработку месторождения и достижение возможно высокой нефтеотдачи пласта, для выполнения которых технологам необходимо регулярно проводить анализ состояния разработки и в нужный момент корректировать ее путем регулирования отдельных элементов системы. [29]
Цель управления первого вида состоит в поддержании принятого ( заданного, желательного, возможного, утвержденного) уровня текущей добычи с приемлемыми экономико-экологическими показателями; цель управления второго вида - оптимальное ведение ГТК в пространстве технологических, геолого-динамических и экономико-экологических показателей к максимально возможной конечной нефтегазоотдаче. Управления обоих видов тесно связаны друг с другом - неудовлетворительное текущее функционирование ГТК порождает серьезные трудности для достижения высокой нефтеотдачи и, наоборот, пренебрежение проблемами эффективного развития ГТК со временем порождает трудности с поддержанием текущей добычи на желательном уровне. Необходимо также отметить то, что цели управлений первого и второго вида должны формулироваться по-разному: если уровень текущего отбора указывается точно, то конечная нефтегазо-отдача точно указываться не должна. Может быть указана минимальная величина нефтегазоотдачи, которая должна быть обязательно достигнута. Если этого не произойдет, то, ход ТПР следует признать неудовлетворительным. Во всех остальных случаях ТПР должен длиться как можно дольше, до тех пор, пока текущий уровень отбора окупает затраты на эксплуатацию и управление развитием ГТК. Конечную нефтеотдачу следует прогнозировать, но нельзя утверждать в качестве обязательного показателя. [30]