Девонское месторождение
Cтраница 2
Таким образом, для условий девонских месторождений, бесспорно, существует связь между темпами разработки залежи и текущим коэффициентом нефтеотдачи. Эта зависимость объясняется, по нашему мнению, аномальными свойствами нефти. Поэтому понятно, насколько важно при составлении проектов разработки нефтяных залежей тщательно изучать реологические свойства нефти и определить величину градиентов давления сдвига, при которых у нефти появляются аномалии вязкости. [16]
Примечательно, что вязкость нефти девонских месторождений невысокая даже при сравнительно низкой температуре. Это позволяет избежать больших гидравлических потерь в системе гидропоршневых насосных установок в зимнее время года. [17]
Промысловая практика гидроразрыва в скважинах девонских месторождений Башкирии убедительно показала высокую эффективность этого метода для увеличения дебитов нефтяных скважин, освоения, увеличения поглотительной способности и борьбы с затуханием поглощения в нагнетательных скважинах. [18]
Таким образом, в условиях разработки девонских месторождений для равномерной выработки нефти из пластов следует постепенно увеличивать отбор жидкости при сохранении депрессии на пласт на неснижающемся уровне. В связи с этим оптимальный режим эксплуатации обводненных скважин должен устанавливаться иначе, чем это делалось раньше. [19]
 |
Сравнение фактических и расчетных. [20] |
В настоящее время по опыту разработки девонских месторождений установлено, что нефтеотдача зависит от скорости фильтрации. При этом И. Г. Пермяков установил, что наибольшая нефтеотдача достигается при скорости фильтрации 8 - 10 м / год. Элементарные расчеты показывают, что на линии первого и третьего рядов скорость фильтрации за все время разработки была выше 8 м / год. На линии же второго ряда в течение продолжительного периода скорость фильтрации была равной 3 5 м / год и только за последние три года была увеличена до 5 4 м / год. [21]
Статистическая обработка данных ( отдельных участков девонских месторождений) скважин с обводненностью продукции свыше 50 % свидетельствует об эффективности форсирования отбора жидкости. При обводненности до 60 % форсирование приводит к приросту текущей добычи нефти, а свыше 60 % - к снижению темпа падения добычи нефти. Форсирование отбора жидкости в пределах 1 5 - 3-кратного увеличения дебита при указанных процентах обводненности ( выше 60 %) позволяет несколько стабилизировать уровень отбора нефти. Снижение же отбора жидкости в период обводненности продукции на 90 и более процентов ведет к резкому снижению доли нефти в добываемой продукции скважины. [22]
На Туймазинском, Шкаповском и ряде других девонских месторождений накоплен обширный геолого-промысловый материал, позволивший существенно скорректировать применявшийся ранее геолого-экономический критерий для размещения скважин в пределах маломощных пластов и водонефтяных зон. Этот критерий представляет собой минимальную величину первоначальной нефтенасыщенной толщины пласта, при которой заложение скважины экономически рентабельно. С точки зрения экономики, это означает, что скважина, вскрывшая пласт с нефтенасыщенной толщиной, например, 4 м, должна обеспечить суммарную добычу нефти, стоимость которой покроет все затраты на строительство скважины с учетом минимального процента прибыли. [23]
Первая задача решена успешно на всех девонских месторождениях. [24]
Рассмотрим на основе анализа геологопромысловых данных по девонским месторождениям Башкирской АССР ( табл. 22) влияние различных факторов на конечные коэффициенты нефтеизвлечения. [25]
Из табл. 7 следует, что на девонских месторождениях соотношение добывающих и нагнетательных скважин близко к 3 0 ( кроме Серафимовского месторождения), а на месторождениях терригенного нижнего карбона - несколько больше. Таким образом, на современной стадии разработки на месторождениях терригенного девона реализуются более интенсивные системы заводнения, чем на месторождениях угленосной толщи. Но последние, соответственно, как свидетельствуют данные той же табл. 7, находятся на несколько более ранних этапах разработки. По текущей обводненности и нефтеотдаче девонские месторождения имеют более высокие показатели. [26]
Оценка итогов интенсивной эксплуатации высокообводненных скважин на девонских месторождениях Башкирии первоначально сводится к статистической обработке данных по добыче нефти для разделения скважин на две-три категории по характеру изменения темпов отбора жидкости. [27]
Для условий невырабатываемых или плохо вырабатываемых кровельных частей девонских месторождений ( толщиной примерно до 3 5 м и менее) согласно экспериментально-теоретическим проработкам наиболее действенным является применение газа высокого давления 20 0 - 22 0 МПа. В качестве рабочего агента целесообразно использовать природные и попутные газы. [28]
Таким образом, в условиях подщелачивания сточной воды девонских месторождений аммиаком происходит быстрое обескислороживание воды за счет связывания растворенного кислорода закисным железом: содержание растворенного кислорода приближается к величинам, получаемым при барботировании воды техническим азотом. [30]
Страницы: 1 2 3 4