Высокопродуктивный пласт
Cтраница 2
 |
Типичные индикаторные кривые. [16] |
Индикаторная диаграмма 1 является прямой и получается при исследовании высокопродуктивного пласта при сравнительно небольшой депрессии. [17]
С увеличением добычи нефти и газа все больше к высокопродуктивным пластам приобщаются коллекторы со средней и низкой проницаемостью. В разрезе почти всех месторождений, куполов и сводов имеются от 2 до 5 таких низкопроницаемых пластов. Более широкая перспектива для кислотных обработок открывается на так называемых месторождениях ограниченного промышленного значения, которые находятся во всех районах Западной Сибири. Из-за небольших запасов и низкой продуктивности скважин, а также вследствие большой удаленности их от трасс нефте - и газопроводов, нефтедобывающих промышленных районов такие месторождения в промышленную ведомственную эксплуатацию не вводятся. Однако эти газовые месторождения могут с успехом разрабатываться для местных нужд промышленных и сельскохозяйственных районов. Так, с помощью кислотных обработок было освоено и эксплуатируется Борисовское газовое месторождение, которое сейчас полностью удовлетворяет местные потребности. После кислотных обработок дебит газа на скважинах этого месторождения увеличивается от 2 - 3 тыс. до 12 - 16 тыс. м3 / сут на скважину. [18]
Установлено ( рис. 30) что при нагнетании газа в высокопродуктивные пласты получают низкую нефтеотдачу. [19]
В составе пород коллекторов терригенного девона на месторождениях Татарии выделяются низкопродуктивные и высокопродуктивные пласты. До недавнего времени эти группы пород коллекторов условно назывались песчаником и алевролитами. [20]
При такой технико-экономической оценке не учитываются смежные площади и месторождения с высокопродуктивными пластами, ввод которых в разработку может оказаться более эффективным для удовлетворения потребностей народного хозяйства в нефти и нефтепродуктах в этот период, чем ввод малопродуктивных пластов на одной и той же площади, выделяя их в объект самостоятельной эксплуатации. Рациональное распределение добычи нефти и связанных с ней капитальных и эксплуатационных затрат по площадям месторождения представляет самостоятельную проблему. Поэтому здесь рассматривается узкая задача выделения объектов эксплуатации на примере только одной площади. [21]
Анализ геологического строения разбуренной части пластов АВт и АВ2 показывает, что высокопродуктивный пласт АВ2 отсутствует на 50 % площади в контуре нефтеносности пласта АВ В этих зонах и предполагается проведение ГРП. [22]
В этом случае необходимо определить давление нагнетания раздельно для низко - и высокопродуктивных пластов и с учетом экономических показателей определить возможность организации раздельного заводнения под различным давлением нагнетания для пластов в объекте разработки. [23]
Это мероприятие эффективно не только для малопродуктивных пластов, но и для высокопродуктивных пластов, по которым активное резервирование производительности скважин ( за счет временного уменьшения депрессии и репрессии) лучше пассивного резервирования производительности скважин ( за счет мно-горядности расположения добывающих скважин), потому что активный резерв производительности можно использовать для повышения нефтеотдачи пластов, например, осуществляя циклическое заводнение и регулирование работы скважин и пластов. [24]
Полное замещение Н 1) допустимо принимать для скважин глубиной до 1500 м с высокопродуктивными пластами, если на устье отсутствует быстродействующее противовнбросовое оборудование или во вскрытом разрезе имеются поглощающие гори-зионты. [25]
Число дополнительных скважин определено с учетом перевода на малопродуктивные коллекторы существующего фонда после выработки запасов высокопродуктивных пластов. Однако физический износ скважин основного фонда из-за продолжительной эксплуатации в некоторых случаях не позволяет их использовать повторно, что значительно увеличивает число дополнительных скважин. [26]
Индикаторная линия 1 ( рис. 9) соответствует линейному закону фильтрации и получается при исследовании высокопродуктивного пласта при сравнительно небольшой депрессии. [27]
Клапаны, управляемые давлением в обсадной колонне с высокой пропускной способностью, используются для подъема жидкости из высокопродуктивного пласта. Частота циклов эксплуатации высокопродуктивного пласта контролируется с поверхности. Процесс эксплуатации другого пласта должен контролироваться клапанами, управляемыми давлением в подъемных трубах. При этом первоначальная высота h должна быть достаточной, чтобы вызвать открытие клапанов при подъеме жидкости без повышения давления на устье до значения, при котором клапан закрывается. Оба пласта эксплуатируются при помощи клапанов, управляемых давлением в обсадной колонне. Такое решение принимается, если забойные давления в пластах незначительны или если давление на устье скважины в процессе эксплуатации увеличивается настолько, что не может быть и речи о применении клапанов, управляемых давлением в подъемных трубах. Давления открытия рабочих клапанов, установленных в различных колоннах, должны иметь различные значения. Клапан с низким давлением может открываться и при добыче продукции, например из зоны А, в то время как другой клапан остается закрытым. Когда клапан с высоким давлением открытия сработает, чтобы поднять жидкость из зоны Б, то поверхностный контроллер перекроет выкидную линию зоны А. Подъемная колонна зоны А наполняется нагнетаемым газом, который, однако, не будет иметь выхода. Как только из пласта Б прекратится отбор жидкости, выкидная линия пласта А автоматически скроется: в этом случае газовый поток может двигаться, не производя полезной работы. Потеря этого газа будет в меньших количествах, если применить клапан с более высоким давлением открытия для эксплуатации пласта с более низкой частотой циклов. [28]
Исследования, проведенные в скважинах № 1374 и 1519, показывают возможность и эффективность одновременной эксплуатации двух высокопродуктивных пластов, дающих парафинистую нефть, одной установкой ЭЦН с обеспечением контроля и регулирования или же только контроля работы пластов. [29]
Когда нефтяная залежь разрабатывается при активном естественном водонапорном режиме ( обычно это небольшие по размеру залежи с высокопродуктивными пластами и малой вязкостью нефти), то при этом достигаются высокий охват пластов заводнением и низкая остаточная Нефтенасыщенность пласта ( менее 25 - 30 %) за счет вытесняющих свойств контурной или подошвенной пластовой воды. В этих условиях применение методов увеличения нефтеотдачи пласта осложняется тем, что либо достигаемая низкая остаточная Нефтенасыщенность исключает возможность применения многих методов, либо краевые зоны залежей, находящиеся под активным водонапорным режимом, невозможно подвергнуть эффективному воздействию дорогостоящими рабочими агентами. Нагнетание их в законтурные скважины ведет к потере агентов, а во внутрикон-турные скважины - к снижению эффективности. [30]
Страницы: 1 2 3 4