Гремихинское месторождение

Cтраница 1

Гремихинское месторождение разбурено наклонно направленным методом с концентрацией устьев скважин в кустах. В каждом кусте содержится до 16 скважин. Схема сбора и транспорта нефти показана на рис. 8.1. На месторождении обустроена герметизированная напорная система сбора продукции скважин от кустов до товарных резервуаров. [1]

Гремихинское месторождение, открытое в 1964 г., приурочено к юго-восточной части Верхнекамской впадины, представляет собой антиклинальную складку северо-западного простирания. [2]

Гремихинское месторождение относится к числу перспективных не только для Удмуртской АССР. Полученные результаты разработки являются основой для применения термических методов добычи нефти на залежах с карбонатными коллекторами Урало-Волжской провинции. [3]

Гремихинского месторождения с применением высокоэффективных тепловых технологий было доказано, что метод ИДТВ является ресурсосберегающей технологией и обеспечивает ускоренный процесс теплового воздействия на объект разработки по сравнению с методами, основанными на создании тепловых оторочек. [4]

Скважины Гремихинского месторождения эксплуатируются глубинными насосами. В зоне термического воздействия находится 280 скважин. Средний дебит по нефти составляет 4 2 т / сут, по жидкости 8 6 м3 / сут. Скважины оборудованы станками-качалками типа СК-8. Применяются глубинные насосы типа НСН-43 и НСН-56, двухплунжерные насосы с вакуумным усилителем НСНВУ 56 / 43 и НСН2 - 32 с увеличенным проходным сечением приемного клапана. В скважинах применяются 73-мм насосно-компрессорные трубы. Эксплуатация скважинного оборудования осложнена высокой вязкостью нефти, большим содержанием парафина, асфальто-смолистых веществ, воды, а также наклонно направленной конструкцией скважин. [5]

Нефть Гремихинского месторождения является тяжелой. Содержание селикагелевых смол меняется от 9 49 до 18 7 % масс, асфальтенов - 1 33 - 8 8 % масс. Нефть характеризуется низкими температурами застывания. Начало кипения нефти колеблется от 63 до 104 С. [6]

ТЦВ на Гремихинском месторождении осуществлено в два этапа. [7]

На основе анализа подготовки нефти Гремихинского месторождения на ДНС принят следующий состав. [8]

Следует отметить, что нефть Гремихинского месторождения имеет некоторые особенности по сравнению с другими тяжелыми нефтями. Обычно тяжелым нефтям сопутствуют легкие растворенные газы, значительную долю которых составляет метан. В состав газов входят азот и углекислота. Кроме того, растворенные газы месторождения содержат пропан, бутан, пентан. [9]

Зависимость усредненной по глубине НКТ эффективной вязкости обводненной нефти от обводненности по Гремихинскому месторождению. [10]

Нами была обследована группа скважин Гремихинского месторождения ОАО Удмуртнефть. [11]

Основными стабилизаторами водонефтяных эмульсий на Гремихинском месторождении являются смолы, асфальтены, парафины и сульфид железа. По характеристике ( сумма содержащихся в нефти смол и асфальтенов, деленная на содержание парафина, больше единицы) стабилизатор относится к асфальтеновому типу. [12]

Принципиальная схема подготовки нефти на Гремихинском месторождении показана на рис. 8.2. Нефть после первой ступени сепарации с температурой 16 С поступает в отстойники ОГ-200, где происходит первая холодная ступень деэмульса-ции. Здесь происходит разрушение водонефтяной эмульсии в присутствии деэмульгатора, который подается перед первой ступенью сепарации. В отстойнике в течение 4 ч происходит частичное оседание и сброс пластовой воды на подготовку ее для закачки в поглощающий пласт. Далее нефть с обводненностью до 30 % поступает в буферную горизонтальную емкость 16 м3, обеспечивающую ритмичную работу насосных агрегатов, которыми нефть откачивается на ступень глубокого обезвоживания, включающую вторую ( горячую) ступень деэмульсации в отстойниках типа ОГ-200С и обработку в электрическом поле. Перед второй ступенью деэмульсации нефть нагревается в теплообменниках до температуры 35 - 40 С и в подогревателях до 70 - 80 С в присутствии деэмульгатора, который подается с удельным расходом 65 г / т перед перекачивающими насосами, установленными после буферной емкости. Теплообменник и подогреватель выполнены в виде противоточных теплообменников типа труба в трубе. Нагрев в теплообменниках происходит за счет тепла нефти, поступающей из электродегидрато-ров с температурой 65 С. Дальнейшее повышение температуры в подогревателях происходит за счет контактирования с потоком горячей воды, подогреваемой в печах БН-54. В электродегидрато-рах происходит дальнейшее обезвоживание и обессоливание нефти до получения товарной кондиции. Для обессоливания используется подофетая пресная вода, которая подается в электродегидраторы в объеме 10 % от объема обрабатываемой нефти. Обезвоженная и обессоленная нефть после отдачи тепла в теплообменнике с температурой 40 С поступает в установку горячей сепарации ( второй концевой сепарации) и через узел качества и коммерческого учета подается на прием насосов перекачки в магистральный нефтепровод. [13]

Типовой режим испытания технологии ИДТВ ( П. [14]

Расчеты для характеристики пласта Д, Гремихинского месторождения показывают, что от теплового воздействия в режиме ИДТВ ( П) из низкопроницаемых блоков величина нефтеизвлечения составляет примерно 30 %, из которых 10 - 11 % являются эффектом использования пауз. [15]

Страницы: 1 2 3