Максимальный отбор - нефть
Cтраница 3
Необходимость увеличения отбора жидкости из пласта с целью сохранения достигнутых уровней добычи нефти и повышения нефтеотдачи особенно остро ощущается на месторождениях Урало-По - волжья, по которым достигнуты максимальные отборы нефти. Анализ разработки этих месторождений показывает, что при наличии на промыслах необходимой техники для отборов больших объемов жидкостей из скважин, а также достаточных мощностей по подготовке нефти, можно было бы сохранить достигнутый уровень добычи нефти и даже повысить его. Однако отсутствие оборудования для механизированной добычи жидкости с повышенными рабочими параметрами ( производительность, напор) сдерживает рост добычи нефти по этим месторождениям. [31]
 |
Зависимость себестоимости тонны нефти от нефтеотдачи. [32] |
При разновременном вводе в разработку элементов залежи для определения технологических показателей могут встретиться два случая: 1) задан темп ввода скважин; 2) заданы условия - изменение добычи нефти по месторождению в различные интервалы времени, удержание заданного максимального отбора нефти в течение t лет и число скважин для бурения. [33]
И п - вариация коэффициента проницаемости; В - обводненность продукции; р / р - отношение начального и текущего пластового давления; 7 ж - темп отбора жидкости; Уф - скорость фильтрации; f - время разработки; Т) безв - значе -, ние безводной нефтеотдачи; 7-нтах - максимальный отбор нефти; ВМФ - водонефтяной фактор; Т - безразмерное время; л / V - число объектов в выборке; R - множественный коэффициент корреляции. [34]
Месторождение Брент введено в эксплуатацию в 1976 г. Запасы нефти и конденсата месторождения оцениваются в 320 млн. м, газа в 85 млрд. м, Затраты на обустройство составят 1 млрд. долларов и еще 3 5 млрд. долларов будут израсходованы в процессе разработки месторождения. Максимальный отбор нефти будет достигнут к началу восьмидесятых годов и составят 80 тыс. м / сутки. [35]
При проектировании различных систем разработки месторождения гидродинамические расчеты технологических показателей проводятся при условии одновременной работы всех рядов на этапе. Это условие приводит к получению максимального отбора нефти и жидкости в первый же год разработки. Однако в действительности месторождения разбуриваются в течение некоторого срока. [36]
В настоящем докладе рассматривается задача оптимального управления процессом разработки нефтяного месторождения, находящегося в эксплуатации. Данная задача ставится следующим образом: требуется обеспечить максимальный отбор нефти за весь период разработки при соблюдении технологических и экономических ограничений. [37]
Суммарный отбор нефти или газа по пласту устанавливается на основе проектов разработки нефтяных и газовых месторождений. Проектом предусматривается рациональная система разработки месторождения, которая обеспечивает максимальный отбор нефти при наибольшем коэффициенте нефтеотдачи и минимальных затратах на ее извлечение. [38]
 |
Изменение дебитов скважин при девятиточечной системе заводнения в зависимости от. [39] |
Как видно из результатов расчетов, чем более-вытянута сетка скважин, тем меньше суммарный отбор нефти из пласта. Таким образом, можно сделать вывод о том, что максимальный отбор нефти для расположения скважин по девятиточечной системе достигается при квадратной сетке. Из соотношения (III.49) можно получить проекции скорости фильтрации на оси хну, но ввиду громоздкости выражений они здесь не приводятся. [40]
При обосновании системы разработки морских месторождений, месторождений за полярным кругом, непременно должны быть приняты во внимание климатические условия. Разработка таких месторождений должна учитывать быстрое их освоение с обеспечением максимальных отборов нефти и достижением высоких коэффициентов нефтеизвлечения. [41]
Таким образом, результаты группирования скважин Муслю-мовского месторождения показали, что обводненность по скважинам весьма чувствительна к изменениям режима ее работы, что характерно для залежей с обширными ВИЗ. Проведение оптимизации работы скважины должно проводиться ежеквартально, с целью обеспечения максимального отбора нефти при минимальной обводненности скважин. [42]
По данным лабораторных исследований и результатам анализа разработки площадей Ромашкинского месторождения, проведенных в ТатНИПИнефти, было показано, что коэффициент охвата пласта по толщине процессом вытеснения составляет 0 8, а также при совместной разработке пластов, вскрываемых с одинаковым коэффициентом вскрытия, в разработку вовлекаются только три из семи перфорированных пластов. Следовательно, исходя из вышеизложенного, неправильно считать, что оптимальным является достижение максимального отбора нефти ( жидкости) по какому-либо пласту на момент его вторичного вскрытия. [43]
Муслюмов-ского месторождения рассмотрена задача об оптимизации технологических параметров работы скважины. Разбиение скважин действующего фонда на 9 групп по сочетаниям реакции дебита жидкости и обводненности на изменение забойного давления показали, что обводненность скважинной продукции весьма чувствительна к изменениям режима работы скважины, что характерно для залежей с обширными ВНЗ. Проведение оптимизации работы скважины должно проводиться ежеквартально, с целью обеспечения максимального отбора нефти при минимальной обводненности скважин. Данный вывод распространяется на большинство залежей ВНЗ. [44]
В условиях резкой неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и свойствам насыщающих жидкостей значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации добывающих скважин. При обводненности извлекаемой жидкости свыше 96 - 98 % эксплуатация скважин экономически нецелесообразна, они или исключаются из разработки, или проводятся водоизоляционные работы. Исходя из этого, основная задача всех методов воздействия на пласт, направленных на повышение нефтеотдачи, сводится к обеспечению максимального отбора нефти до момента полного обводнения продукции добывающих скважин. Следует учесть, что 50 - 70 % балансовых запасов нефти остаются неизвлеченными из недр в виде менее проницаемых пропластков и линз из-за преждевременного прорыва воды или другого нефтевытесняющего агента по узким высокопроницаемым зонам. Как показано выше, полный охват пластов воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования разработки заводнением - циклического воздействия, изменения направления потоков, давления нагнетания и форсирования отборов, а также физико-химических методов повышения нефтеотдачи закачиванием различных агентов. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважины является одной из наиболее важных технических проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи обводненных нефтесодержащих пластов. [45]
Страницы: 1 2 3 4