Метод - разработка - нефтяное месторождение
Cтраница 2
Высоким научным уровнем в области развития промысловой геологии и теории разработки нефтяных месторождений отличаются работы Э. М. Халимова, в которых успешно решались вопросы, связанные с классификацией методов разработки нефтяных месторождений, оптимальной динамикой отбора жидкости и закачки воды, нефтеотдачей и плотностью сетки скважин, выделением эксплуатационных объектов в многопластовых месторождениях. [16]
Среди основных проблем выделяются следующие: классификация методов разработки нефтяных месторождений; рациональные темпы отбора запасов с целесообразностью обеспечения оптимальных значений в поздней стадии; рациональная ( оптимальная) динамика отбора жидкости и закачки воды; связь между нефтеотдачей и плотностью сетки скважин; выделение эксплуатационных объектов в многопластовых месторождениях. [17]
Таким образом, природные условия играют значительную роль в формировании себестоимости добычи нефти. Они оказывают решающее влияние на выбор системы и методов разработки нефтяных месторождений, на технологию и технику нефтедобычи и организацию производственного процесса, а техника, технология и организация производства в свою очередь активно воздействуют на природные условия, подчиняя их основной цели - повышению эффективности производства. Этот сложный процесс взаимосвязи многочисленных факторов различного характера и обусловливает особенности формирования себестоимости добычи нефти. [18]
Опыт показал, что по истечении 15 - 20 лет разработки крупного месторождения на пороге вступления его в завершающую стадию разработки приходится составлять проект доразработки месторождения. Необходимость составления проекта доразработки вызывается уточнением геологического строения залежей и коэффициента извлечения, уточнением параметров пласта, улучшением методов эксплуатации и эволюцией методов разработки нефтяных месторождений. [19]
Опыт показал, что по истечении 15 - 20 лет разработки крупного месторождения на пороге вступления его в завершающую стадию разработки приходится составлять проект его доразработки. Необходимость составления проекта доразработки вызывается уточнением геологического строения залежей и коэффициента извлечения, уточнением параметров пласта, улучшением методов эксплуатации и эволюцией методов разработки нефтяных месторождений. [20]
В настоящее время этот метод разработки нефтяных месторождений обеспечивает около 90 % добычи нефти в СССР и более 50 % - в США. [21]
 |
Графики изменения энтальпии пара. [22] |
Потери тепла складываются из потерь в генерирующей теплоустановке, в поверхностных линиях, в стволе скважины и, наконец, на прогрев окружающих пород. Величина суточных потерь тепла на поверхности колеблется в пределах от 0 335 млн. до 3 352 млн. кДж / сут на каждые 100 м пути теплоносителя. Меры по снижению потерь тепла в скважине позволяют довести их величину иа каждые 100 м длины ствола до 2 - 5 % от общего количества вводимого в скважину тепла. Потери тепла в стволе скважины определяют один из важных критериев применения методов разработки нефтяных месторождений с помощью закачки в пласт теплоносителя, который выражается в ограничений глубин залегания продуктивных пластов. [23]
Однако уже с конца 50 - х и начала 60 - х гг. отношение нефтяников к тепловым методам воздействия на нефтяные пласты стало изменяться в лучшую сторону. Кроме того, опыт применения циклических паротепловых обработок скважин показал, что из каждых 2 - 3 т водяного пара, закачанного в призабойную зону нефтяной скважины с целью ее глубокой тепловой обработки, можно получить дополнительно 1 т нефти. Далее возникла идея снижения энергоемкости тепловых методов воздействия на пласты за счет перемещения нагретой зоны путем закачки в пласт холодной воды. Затем в результате исследований оказалось, что можно перемещать в пласте нагретые зоны ( тепловые оторочки) на значительное расстояние, сравнимое с расстояниями между скважинами на реальных месторождениях, т.е. сделать метод тепловых оторочек методом разработки нефтяных месторождений в целом. [24]
Страницы: 1 2