Cтраница 3
Хранение газа часто выдвигается в качестве решения проблемы, связанной с избытком добычи газа, с учетом спроса на него в будущем. Расходы по сбору, сжатию и закачке газа делают это хранение экономически нецелесообразным. В том случае, когда хранение газа влечет за собой повышение добычи нефти, расходы эти иногда перекрываются за счет увеличения и ускорения процесса добычи нефти. [31]
В расчетах нами приняты данные о средних дебитах скважин и технологических режимах эксплуатируемых скважин Самотлорского месторождения. В соответствии с рекомендациями работ [45-48] расчеты для каждой скважины выполнены с учетом 3 - х значений забойного давления, 3 - 4 - х значений обводненности нефти и 5-ти различных дебитах жидкости, что, на наш взгляд, должно охватить все возможные режимы добычи продукта. Для этих пластов и принятых режимов не используются специальные методы повышения добычи нефти, например, гидроразрыв пластов, сопровождающийся их разгазированием и дроссельным эффектом, вызывающим понижение температуры пластовой жидкости. [32]
Независимо от механизма нефтеотдачи до сих нор не установлено, что эти процессы локальны и по существу реагируют на темп отбора жидкости при эксплуатации. В естественных условиях обычно наблюдается косвенное влияние этого явления, которое заключается в том, что избыточные скорости отборов в сочетании с экономическими факторами приводят часто к пониженной суммарной нефтеотдаче, а при ограниченной скорости отборов - к повышенной добыче нефти. В пластах с энергией газа, где существует потенциальный источник повышения добычи нефти в виде гравитационного дренирования или обводнения краевой водой, участие последних сил возрастает при пониженных скоростях отборов. Высокие дебеты скважин в водонапорных пластах приводят к быстрому падению давления даже при равной суммарной нефтеотдаче, сокращают срок фонтанирования, повышают эксплуатационные расходы и вызывают забрасывание месторождения при низких значениях суммарной добычи нефти. Кроме того, остаточное нефтенасыщение в затопленных пластах при низком давлении составляет больший эквивалент дегазированной нефти, чем нефть, оставшаяся в пласте при да влении, с высоким коэффициентом пластового объема. [33]
В расчетах нами приняты данные о средних дебитах скважин и технологических режимах эксплуатируемых скважин Самотлорского месторождения. В соответствии с рекомендациями работ [45-48] расчеты для каждой скважины выполнены с учетом 3 - х значений забойного давления, 3 - 4 - х значений обводненности нефти и 5-ти различных дебитах жидкости, что, на наш взгляд, должно охватить все возможные режимы добычи продукта. Для этих пластов и принятых режимов не используются специальные методы повышения добычи нефти, например, гидроразрыв пластов, сопровождающийся их разгазированием и дроссельным эффектом, вызывающим понижение температуры пластовой жидкости. [34]
Для выявления того, насколько имеют место вышеизложенные непроизводительные операции в промысловой практике, нами проанализированы подземные ремонты по НГДУ Туймазанефть - 107 скважин, оборудованных глубинными трубными насосами. Анализ показал, что срок ремонта одной скважины можно сократить в среднем на 5 1 часа, если исключить непроизводительные операции. Сокращение же времени подземного ремонта скважин является одним из резервов повышения добычи нефти. [35]
В период циклических обработок призабойных зон скважин паром ( 1966 - 1968 гг.) добыча нефти по участку возросла в 2 раза. С начала внедрения работ по площадному нагнетанию пара в пласт значительно уменьшилась добыча нефти и увеличилась ее обводненность. Переход на блочно-циклические обработки призабойных зон скважин вновь приводит к повышению добычи нефти и снижению ее обводненности. [36]
Проведение процесса интенсифицировало темп разработки залежи в два раза, а коэффициент нефтеотдачи к концу 1975 г. доведен до 0 28, что в 1 7 раза выше предельно возможного значения при обычной системе разработки. Расчеты показывают, что эксплуатация кубанских месторождений тяжелой нефти с использованием движущегося фронта горения может обеспечить дополнительное извлечение в течение 10 - 15 лет более 20 млн. т нефти. Поэтому широкое внедрение этих методов на нефтяных месторождениях Кубани представляет значительный резерв повышения добычи нефти в Краснодарском крае. [37]
Проведение процесса интенсифицировало теми разработки залежи в два раза, а коэффициент нефтеотдачи к концу 1975 г. доведен до 0 28, что в 1 7 раза выше предельно возможного значения при обычной системе разработки. Расчеты показывают, что эксплуатация кубанских месторождений тяжелой нефти с использованием движу щегося фронта горения может обеспечить дополнительное извлечение в течение 10 - 15 лет более 20 млн. т нефти. Поэтому широкое внедрение этих методов на нефтяных месторождениях Кубани представляет значительный резерв повышения добычи нефти в Краснодарском крае. [38]
Практика работ в восточных районах на высокодебитных месторождениях показала, что если при понижении забойных давлений в скважинах ниже давления фонтанирования с переходом на эксплуатацию погружными электроцентробежными насосами происходит значительное увеличение дебитов, то себестоимость добычи нефти снижается. Таким образом, указанное мероприятие в описанных условиях приводит не только к повышению добычи нефти, но и к улучшению экономических показателей. [39]
При капитальном ремонте заменяют изношенные аппараты, оборудование, машины, трубопроводы, приборы контроля и автоматики. В результате установки приобретают первоначальное исправное состояние, обеспечивающее нормальную производительность, срок службы и безопасность эксплуатации. Например, капитальный ремонт скважин является одной из основных операций по восстановлению режима работы скважин, стабилизации и повышению добычи нефти. Капитальный ремонт скважин включает в себя смену подземного эксплуатационного оборудования, чистку и промывку песчаных пробок, геолого-технические мероприятия, связанные с изменением режима работы скважин, цементировку скважин под давлением, ликвидацию цементных пробок. [40]
ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА - введение в нефтяной пласт воды через скважины, называемые нагнетательными, для поддержания пластового давления при разработке залежей на определенном уровне с целью продления фонтанного периода эксплуатации скважин и повышения суммарной добычи нефти. Наибольшее промышленное применение нашло искусственное заводнение, при котором вода закачивается с земной поверхности. Широкое распространение получили способы, при которых осуществляется поддержание пластового давления с самого начала разработки. Для повышения добычи нефти в истощенных залежах с плохой проницаемостью коллекторов и с невысокой остаточной водонасыщен-ностью пласта применяется площадное заводнение. [41]
Нефтяные месторождения, как правило, сложены послойно неоднородными пластами. В природе все продуктивные нефтяные пласты в той или иной степени трещиноваты. Кроме того, в послойно неоднородном пласте всегда имеются отдельные прослои с проницаемостью на один или два порядка выше ее средней величины. Это означает, что закачиваемая вода для повышения добычи нефти прорывается по высокопроницаемым прослоям к добывающим скважинам. Все вышеизложенное приводит к быстрому обводнению продукции добывающих скважин. Дальнейшая добыча нефти сопровождается добычей больших объемов закачиваемой пластовой воды. [42]
Относительно коэффициента нефтеотдачи следует отметить, что с постановкой вопроса в теоретическом плане можно согласиться. Однако учесть влияние разных факторов на повышение коэффициента нефтеотдачи трудно, поскольку количественный эффект от применения методов воздействия на пласт и других мероприятий, направленных на увеличение нефтеотдачи, может быть установлен лишь по отработке месторождений. В процессе разработки месторождений влияние этих факторов сказывается через повышение добычи. Но нельзя утверждать, что мероприятия, направленные на повышение добычи более качественной нефти, способствуют повышению конечного коэффициента нефтеотдачи. [43]
Для этого следует увеличить число нагнетательных скважин или их устьевое давление. Несмотря на это, осуществление меро-i приятия по увеличению перепада давления существенно отражается I на повышении добычи нефти. Более того, капитальные затраты по вновь вводимым в разработку нефтяным месторождениям резко снижаются. На конкретном примере О. И. Дорохов и А. Н. Бучин показали, что для законтурного заводнения при неизменном давлении в скважинах и повышенном давлении на линии нагнетания существует оптимальное значение перепада давления, при котором обеспечивается минимальная себестоимость добычи нефти. При внутриконтурном заводнении во время повышения давления на линии I нагнетания получают лучшие экономические показатели, чем при законтурном заводнении. Это объясняется меньшими затратами на поддержание пластового давления в связи с отсутствием непроизводительных закачек воды. [44]
Во второй группе процессов используется относительно высокая концентрация ПАВ. Нагнетаемая жидкость состоит из трех или более компонентов и образует микроэмульсии. Основными компонентами микроэмульсии являются углеводород, ПАВ, вода, спирт и соль. Настоящая статья посвящена в основном процессам первой группы, в которых для повышения добычи нефти используется низкая концентрация ПАВ в виде мицеллярного раствора. Заполнение мицеллярным раствором является таким процессом вытеснения, в котором отсутствует смешивание. Для мицеллярного заполнения применяют два основных типа расположения скважин - пятиточечный и линейный. В пятиточечном ( рис. 4.1) производственные скважины сверлят в углах квадрата, а нагнетающую скважину, через которую накачивают ми-целлярный раствор, - в центре квадрата. [45]