Девонское месторождение

Cтраница 1

Девонские месторождения и месторождения карбонатной толщи разрабатываются с применением заводнения и частично при естественном упруговодонапорном режиме, а пермские ( месторождения Ишимбайского типа) - при режиме растворенного газа. [1]

По девонским месторождениям ( Туймазинскому, Шкаповскому и Серафимовскому) за длительный срок разработки с заводнением накоплен обширный геолого-промысловый материал. [2]

По девонским месторождениям - Туймазинскому, Шкаповскому и Серафимовскому - накоплен богатый промысловый материал по осуществлению систем заводнения. [3]

На девонских месторождениях, имеющих водонефтяные зоны, к началу завершающей стадии эксплуатации сложились развитые системы разработки, имеющие следующие характерные черты: в первоначально нефтяной зоне за счет рядов внутриконтурного заводнения сформировались блоки относительно небольших размеров, внутри которых размещаются очаговые нагнетательные скважины; водонеф-тяная зона выделилась в самостоятельную зону разработки, в которой в большинстве случаев плотность сетки ниже, чем в нефтяной зоне, и система заводнения менее развита, в частности, в отношении числа очаговых нагнетательных скважин. [4]

На скважинах девонских месторождений проверяется содержание парафина в рабочей жидкости, которое не должно превышать установленного значения. Если разгазирование и отстаивание нефти, поступающей из скважины, недостаточно, то содержание парафина в рабочей жидкости увеличивается. В этих случаях отмечается отложение парафина на стенках подъемных труб, вызывающее осложнение эксплуатации. [5]

Однако на девонских месторождениях забойное и пластовое давления по скважинам измеряются в среднем 1 раз в год. Причем большая часть замеров приходится на долю фонтанных скважин, составляющих 4 5 % действующего фонда. [6]

Как известно, девонские месторождения этих районов являются платформенными, с терригенными нефтенасыщенными коллекторами. Геолого-физические параметры пластов и свойства насыщающих их жидкостей, как правило, близки между собой. Введенные в разработку в начале 50-годов и разбуренные по относительно редкой сетке скважин девонские объекты Татарии и Башкирии на протяжении последних 20 лет обеспечивали подавляющую часть добываемой нефти в стране с наиболее благоприятными экономическими показателями. [7]

Изменение скорости коррозии образцов из Ст. 3 со временем при интен. [8]

В пластовых водах девонских месторождений, извлекаемых из скважин, ионы бикарбоната практически отсутствуют, а в сточных водах их содержание зависит от количества поступающей в пластовую воду пресной воды. [9]

Зависимость коэффициента охвата от давления нагнетания. [10]

В практике разработки девонских месторождений Урало-По - волжья принимается коэффициент закачки 1 3 для внутрикон-тур ного заводнения и 1 8 для законтурного. Различие в коэффициентах обусловлено объемом утечек за контур нефтеносности. [11]

В практике разработки девонских месторождений Ура-ло - Поволжья принимаются коэффициенты закачки 1 1 - 1 3 для внутриконтурного заводнения и 1 5 - 1 8 для законтурного заводнения, в зависимости от стадии разработки и величины утечек за контур нефтеносности. [12]

Анализ текущей выработки пластов девонских месторождений свидетельствует о том, что залежи вырабатываются неравномерно по площади. Центральные чисто нефтяные участки залежей вырабатываются более полно. Такая полная, близкая к проектной, выработка пластов в чисто нефтяных зонах залежей достигнута благодаря хорошим геолого-физическим условиям на этих участках, а также благоприятным условиям разработки, и. [13]

В настоящее время ряд крупнейших девонских месторождений ( Туймазинское, Шкаповское, Серафимовская группа) находятся в поздней стадии разработки. Накопленная добыча нефти по девонским месторождениям составляет 70 - 90 % от начальных извлекаемых запасов. Уровень добычи нефти падает при интенсивном обводнении продукции скважин. Обводненность продукции скважин в среднем по - месторождениям достигла 70 - 80 %, то есть на каждую тонну добытой нефти приходится до 2 - 3 м3 попутной воды. Темп роста обводненности нефти по ним за последние годы составил 5 - 10 % в год. С водой эксплуатируется от 86 до 100 % фонда действующих скважин. Механизированным способом эксплуатируется около 90 % фонда скважин. [14]

Зависимость текущего коэффициента нефтеотдачи заводненных участков пласта fli Леонидовского месторождения от обводненности продукции. [15]

Страницы: 1 2 3 4